TÜRKİYE NİN ENERJİ GÖRÜNÜMÜ

Transkript

1 tmmob makina mühendisleri odası ODA RAPORU TÜRKİYE NİN ENERJİ GÖRÜNÜMÜ Genişletilmiş Üçüncü Baskı Haziran 2014 Yayın No: MMO/616

2 tmmob makina mühendisleri odası Meşrutiyet Caddesi No: 19 Kat: Tel: (0 312) Faks: (0 312) e-posta: YAYIN NO: MMO/616 ISBN: Bu yapıtın yayın hakkı Makina Mühendisleri Odası na aittir. Kitabın hiçbir bölümü değiştirilemez. MMO nun izni olmadan kitabın hiçbir bölümü elektronik, mekanik vb. yollarla kopya edilip kullanılamaz. Kaynak gösterilmek kaydı ile alıntı yapılabilir. 1. Baskı: Mart 2010 / Ankara 3. Baskı: Haziran 2014 / Ankara Baskı Ankamat Matbaacılık San. Ltd. Şti. Tel: (0312)

3 sunuş Enerji, ekonomik ve sosyal gelişmişliğin bir ölçeği ve aynı zamanda en temel insani bir gereksinimidir. Özellikle de elektrik enerjisi, insan yaşamında tartışmasız bir önceliğe sahiptir. Günlük yaşamın birçok alanında vazgeçilmez, sınai üretim, ticari ve evsel kullanımda ikame edilemezdir. Refah seviyesinin sürdürülebilmesi için de günlük yaşamda geri dönülemezdir. Enerjisiz bir yaşam, günümüz koşullarında neredeyse olası değildir. Gelişen teknoloji ve artan enerji açığı bütün ülkelerde olduğu gibi ülkemizde de yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarına ağırlık verilmesini, yeni enerji kaynakları üzerinde daha fazla düşünülmesini ve hızlı bir şekilde alternatiflerin üretilmesini gerekli hale getirmiştir. Birincil enerji tüketiminde %70 leri, elektrik üretiminde %55 leri aşan dışa bağımlılık sorununu aşmak, 2012 yılında 60 milyar dolara varan, 2013'de 56 milyar dolar olarak gerçekleşen, tüm dış alımın dörtte birine yakın bölümünü oluşturan, enerji ham maddeleri dış alım faturalarını düşürmek, enerjiye ucuz, sürekli, güvenilir ve sürdürülebilir bir şekilde erişmek, enerji yatırımlarının çevreye zararlarını asgariye indirmek, enerji ekipmanlarının yerli üretimini sağlamak için; planlamaya yeniden sarılmak, ulusal ve kamusal çıkarlara dayalı enerji strateji, politika ve programlarını tasarlamak ve uygulamak gerekir. Oysa ülkemizde yıllardır izlenen özelleştirmeci politikalarla, enerjide dışa bağımlılık daha da fazlalaşmış ve kamunun etkinlik alanı daraltılmış, enerji fiyatları artmış, düşük gelirli ailelerin çağdaş yaşamın gereklerine uygun şartlarda enerji kullanım imkanları sınırlanmıştır. Odamız tarafından ilki 2010, ikincisi 2012 yılında yayınlanan Türkiye Enerji Görünümü Raporları, enerji sektörü için önemli bir bilgi kaynağı olmuştur. Türkiye Enerji Görünümü 2014 Raporu, Odamızın, Türk Mühendis ve Mimar Odaları Birliğinin, Elektrik Mühendisleri Odasının, Odamızın üyesi olduğu ve döneminde Yönetim Kurulunda temsil edildiği Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesinin (DEK- TMK), Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, bağlı ve ilişkili kamu kuruluşlarının (TEİAŞ, BOTAŞ, EPDK, TKİ), sektör derneklerinin (PETFORM, GAZBİR, TUREB), ODTÜ Mezunlar Derneği Enerji Komisyonunun ve sektörde faaliyet gösteren birçok uzmanın ve kuruluşun, enerji alanında yürüttüğü çeşitli çalışmaların sonuçlarından hareketle hazırlanmıştır. Raporda; ülkemiz enerji sektörünün durumu irdelenmekte, yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarında değerlendirmeyi bekleyen potansiyel vurgulanmakta, Türkiye nin Enerji Görünümü detaylı bir şekilde ve güncel verilerle anlatılmakta, enerji sorununun kamusal ve ulusal çıkarlar doğrultusunda çözümü için, planlı ve programlı bir yaklaşımla hazırlanan kapsamlı önerilerde bulunulmaktadır. - Raporun hazırlık çalışmalarının yöneticiliğini ve editörlüğünü üstlenen MMO Enerji Çalışma Grubu Başkanı Oğuz TÜRKYILMAZ a, - Raporun redaksiyonu için yoğun emek harcayan maden mühendisi, MMO Enerji Çalışma Grubu Danışmanı, DEK-TMK ve ODTÜ Mezunlar Derneği Enerji Komisyonunu Üyesi Mehmet KAYADELEN e, - Raporun Türkiye Enerji Talebindeki Gelişmeler bölümü için çalışmalarını bizimle paylaşan Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesinin dönemi Yönetim Kurulu Başkanı Süreyya Yücel ÖZDEN ve Denetim Kurulu Üyesi Çetin KOÇAK'a, - Raporun Elektrik Üretimi Mevzuat ve Uygulamalar bölümünü hazırlayan matematikçi, ODTÜ Mezunlar Derneği Enerji Komisyonunu Üyesi Yusuf BAYRAK a, bu bölüm için çalışmalarını bizimle paylaşan elektrik mühendisi, TMMOB Elektrik Mühendisleri Odası Enerji Çalışmaları Koordinatörü Olgun SAKARYA ya, - Raporun Doğal Gaz bölümünü hazırlayan elektrik mühendisi ve ODTÜ Mezunlar Derneği Enerji Komisyonunu Üyesi Erdinç ÖZEN e, - Raporun Petrol bölümünü hazırlayan yön eylem araştırmacısı, Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesinin dönemi Yönetim Kurulu Üyesi Ülker AYDIN a,

4 - Raporun Kömür bölümü için çalışmalarını bizimle paylaşan, jeofizik mühendisi, TMMOB Jeofizik Mühendisleri Odası Enerji Çalışma Grubu Başkanı ve Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesinin dönemi Denetim Kurulu Üyesi Çetin KOÇAK'a, - Raporun Hidroelektrik bölümü için çalışmalarını bizimle paylaşan, inşaat mühendisi, MMO Enerji Çalışma Grubu Danışmanı, Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesinin dönemi Yönetim Kurulu Üyesi Kurulu Üyesi Ayla TUTUŞ a, - Raporun Rüzgar ve Yenilenebilir Enerji Teşvikleri bölümlerini hazırlayan, Elektrik Mühendisi,Kamu Yönetimi Uzmanı, MMO Enerji Çalışma Grubu Danışmanı Zerrin Tac ALTUNTAŞOĞLU na, - Raporun Jeotermal bölümünü hazırlayan petrol mühendisi, ODTÜ Mezunlar Derneği Enerji Komisyonu üyesi Tevfik KAYA ya, - Raporun Güneş Enerjisi bölümünü hazırlayan endüstri y.mühendisi, MMO Enerji Çalışma Grubu Üyesi Şenol TUNÇ a, - Raporun Biyoyakıtlar bölümünü hazırlayan MMO Enerji Çalışma Grubu Danışmanı, kimya mühendisi, DEK-TMK Üyesi Dr. Figen AR a, - Raporun Enerji Ekipmanları bölümünü hazırlayan makina mühendisi, MMO Enerji Çalışma Grubu ve Yönetim Kurulu Üyesi Şayende YILMAZ a, - Raporun Enerji Verimliği bölümünü hazırlayan makina mühendisi, MMO Enerji Verimliliği Danışmanı ve MMO Enerji Çalışma Grubu Üyesi Tülin KESKİN e, - Raporun yayına hazırlayan MMO Yayın Birimi yönetici ve çalışanlarına, teşekkür ederiz. Haziran 2014 TMMOB Makina Mühendisleri Odası Yönetim Kurulu

5 İçindekiler 1. TÜRKİYE NİN ENERJİ TALEBİNDEKİ GELİŞMELER Türkiye Toplam Birincil Enerji Arzı ve Talep Tahminleri Türkiye Birincil Enerji Arzının Kaynaklara Göre İrdelenmesi Türkiye Birincil Enerji Üretimi Türkiye Enerji Ticareti Sonuç ELEKTRİK ÜRETİMİ: MEVZUAT VE UYGULAMALAR Mevcut Durum Elektrik Talep Tahmini ve Üretim Kapasite Projeksiyonları Sektörde Özelleştirme Politikaları Sonuç Türkiye Elektrik Üretimi ve Potansiyeli EPDK Denetleme ve Düzenleme İşlevini Yerine Getiriyor mu? DOĞAL GAZ SEKTÖR GÖRÜNÜMÜ Yılına İlişkin İthalat ve Tüketim Verilerinin İrdelenmesi Yılı Doğal Gaz Piyasa Faaliyetleriyle İlgili Gelişmeler PETROL KÖMÜR POTANSİYELİ Türkiye Kömür Rezervleri Türkiye Asfaltit Rezervlerinin Üretimi ve Tüketimi Taşkömürü, Linyit, Asfaltit ve Petrokokun Sektör Tüketimleri Kömür Yardımları ve Yılları Konut Sektörü Tüketimleri Kömür Teknolojileri ve AR-GE Çalışmaları Kömür İthalatı Linyit, Asfaltit ve Taşkömürü Rezervlerinin Santral Potansiyeli Rödövans İhaleleri, Özelleştirmeler, Anlaşmalar Kömür ve Asfaltit Rezervlerine Dayalı Santral Yatırımlarına Yapılan Teşvikler ve Beklentiler Sonuç ve Çözüm Önerileri NÜKLEER SANTRAL PROJELERİ TÜRKİYE HİDROELEKTRİK POTANSİYELİ VE GELİŞME DURUMU Türkiye Su ve Hidroelektrik Potansiyeli ve Gelişme Durumu Hükümetlerarası İkili İşbirliği Kapsamındaki Projelerin Bugünkü Durumu

6 7.3 HES Projeleri Geliştirilirken Yaşanılan Bazı Önemli Süreçler Hidroelektrik Üretim Santrallerinin Özelleştirmesi Su Yapılarının Denetimi Pompa Depolamalı HES ler TÜRKİYE DE RÜZGÂR ENERJİSİ Türkiye Rüzgâr Enerjisi Potansiyeli Türkiye Rüzgâr Enerjisinin Gelişimi Rüzgâr Santral Ekipmanlarının Yerli Üretimi ve Sağlanan Diğer Hizmetler Rüzgâr Santralleri Şebeke Bağlantısı Rüzgâr Enerjisine Uygulanan Teşvikler Rüzgârdan Üretilen Elektriğin Ticareti Rüzgâr Enerjisi İçin Öngörülen Hedefler, EPDK daki Projelerin Durumu JEOTERMAL POTANSİYELİMİZ TÜRKİYE DE GÜNEŞ ENERJİSİ ÜLKEMİZDE BİYOYAKIT SEKTÖRÜ (Biyodizel-Biyoetanol-Biyogaz) Genel Değerlendirme Biyodizel Biyoetanol Biyogaz Biyoyakıt İthalatı Önlenmeli YEK TEŞVİKLERİ ENERJİ EKİPMANLARININ YERLİ ÜRETİMİ ENERJİ VERİMLİLİĞİ ÖNERİLER Genel Politikalar Doğal Gaz Petrol Sektörü Kömür ve Kömür Yakıtlı Santraller Hidroelektrik Rüzgar Jeotermal Enerji Güneş Enerjisi Biyoyakıtlar Politikalar ve Enerji Ekipmanlarının Yerli Üretimi EK HES PROJELERİNİN TOPLUMSAL VE ÇEVRESEL ETKİLERİNİN DEĞERLENDİRİLMESİ Projenin ve Hedeflerinin Tanımlanması HES lerle İlgili Yaşanılan Problemler

7 1. TÜRKİYE NİN ENERJİ TALEBİNDEKİ GELİŞMELER Türkiye birincil enerji talebi ve üretimiyle ile ilgili çözümlemeler, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yayımlanan veriler üzerinden yapılmaktadır. Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi yıllık enerji raporlarında bu verilere yer vermekte ve değerlendirmektedir. Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesinin 2013 Enerji raporunun, dönemi Yönetim Kurulu Başkanı Süreyya Yücel Özden ve Denetim Kurulu Üyesi Çetin Koçak'ın hazırladığı Türkiye Birincil Enerji Üretimiyle ilgili aşağıda derlenen bölümü, konu hakkında kayda değer bilgi ve değerlendirmeler içermektedir. 1.1 Türkiye Toplam Birincil Enerji Arzı ve Talep Tahminleri Yapılan çalışmada; ETBK/EİGM tarafından hazırlanan Genel Enerji Denge Tablolarından yararlanarak, öncelikle Türkiye nin toplam birincil enerji arzının; dönemindeki 9, 10, 11,12 yıllık periyotların ortalama artış oranları belirlenerek grafikleri çizilmiştir. Birbirine benzemekle birlikte, grafikler içinde, eğilim uzantısı hesap edilen, en uygun grafiğin 11 yıllık ortalama artış oranları grafiği olduğu görülmüştür. % Türkiye Birincil Enerji Arzının, Yılları Arasındaki 11 Yıllık Artış Ortalamalrının Eğilimine Göre Yıllarındaki Artış Oranı Tahmini(%) Ç.Koçak 5, ,46 2,77 2,48 2, Şekil Yılları Türkiye Birincil Enerji Arzı Artış Oranı Tahmini Kaynak: EİGM/ETKB Genel Enerji Denge Tabloları Böylelikle geçmiş 33 yıldaki birincil enerji arzı artış oranları ile ilgili olarak Türkiye nin grafiği ortaya çıkmıştır. Toplam birincil enerji arzının gelecek yıllarda da bu grafiğin eğilimi oranında artacağı tahmin edilerek, yılları arasındaki 11 yılın ortalama yıllık artışı %2,48, yılları arasındaki 11 yılın ortalama yıllık artışı ise %2,36 olacağı hesaplanmıştır (Şekil 1.1). Gelecek yıllarındaki ortalama artış oranlarını hesaplarken, geçen döneminde gerçekleşen ortalama artış değer farkları oranı((5,11-3,46)/(3,46-2,77)), dikkate alınmıştır. 1

8 Türkiye Birincil Enerji Arzının Yılları Arasındaki Artış Oranları Tahminine Göre Birincil Enerji Talepleri(mtep) Ç.Koçak Şekil Yılları Türkiye Birincil Enerji Arzı Tahminleri Kaynak: EİGM/ETKB Genel Enerji Denge Tabloları Daha sonra bu artış oranlarıyla, gelecek yıllardaki, Türkiye nin toplam birincil enerji talepleri hesaplanmıştır. Böylelikle, toplam birincil enerji arzının 2015 yılında 129, 2020 yılında 146, 2023 yılında 157, 2025 yılında 165, 2030 yılında 185, 2035 yılında ise 208 milyon tep olacağı tahmin edilmiştir (Şekil 1.2) yılı Genel Enerji Denge Tablosunda birincil enerji arz değeri, linyit üretim miktarının irdelenmesi sonucu 121 yerine 120 milyon tep alınmıştır. Tablo 1.1 Türkiye Birincil Enerji Arzı Talep Tahmini, Gerçekleşme ve Sapmalar B.E.A.Talep Tahminleri ve Sapmalar Tahmin Gerçekleşme Sapma Oranı Yıllar mtep mtep % Kaynak: ETKB, EİGM/ETKB Genel Enerji Denge Tabloları Kuşkusuz, talep tahminlerindeki makul büyüklükteki sapmalar normal karşılanacaktır. Ancak geçmiş yıllarda yapılan, elektrik ve birincil enerji arzı talep tahminlerinde %30 u aşan büyük sapmalar olmuştur. Örneğin, dönemi için ETKB tarafından MAED modeli kullanılarak yapılan talep tahminlerinde büyük sapmalar olmuştur (Tablo 1.1). Bu örnekleri çoğaltmak mümkündür. Tahminlerdeki büyük sapmalar, gereğinden fazla Doğal gaz ithalatı anlaşmaları yapılmasına yol açmıştır. Yapılan anlaşmalar nedeniyle, enerjide dışa bağımlılığımız artmış, özellikle kömür madenciliğinde ve kö- 2

9 mür rezervlerine dayalı santrallerde, yüksek oranda kapasite kullanım kısıtlamalarına gidilmiştir. Bu değerlendirmeler sonucunda, yukarıda yapılan birincil enerji arzı talep tahminleriyle ilgili çalışmanın, talep tahminlerine, yeni bir bakış açısı getirdiği söylenebilir. 1.2 Türkiye Birincil Enerji Arzının Kaynaklara Göre İrdelenmesi Türkiye nin 2012 yılındaki toplam birincil enerji arzı 121 milyon tep dir. Bu arzın kaynaklara dağılımında, kömürdeki ithalatın artmasıyla, 2012 yılında, ilk sırayı 38 milyon tep ve toplam arzın %31 payla, kömür almıştır. Kömürü, 37,3 milyon tep ve %31 ile doğal gaz, 30,6 milyon tep ve %25 ile petrol, 5 milyon tep ve %4 ile hidrolik, 3,5 milyon tep ve %3 ile odun-çöp, hayvan, bitki artıkları ile jeotermal, rüzgâr ve güneş alırken, bunu 3,1 milyon tep ve %3 oranı ile diğer kaynaklar izlemiştir. (Şekil 1.3, Şekil 1.4) Türkiye Birincil Enerji Arzında Kaynakların Payı Kömür 31% Petrol 25% Doğal gaz 31% Şekil Yılı Türkiye Birincil Enerji Arzında Kaynakların Payı Kaynak: ETKB 2012 Diğer 3% Hidrolik 4% Odun-çöp 3% jeo.rüz.gün. 3% 2012 Türkiye Birincil Enerji Arzının Kaynaklara 38 37,3 30,6 5 3,5 3,5 3,1 Şekil Yılı Türkiye Birincil Enerji Arzında Kaynakların Miktarı Kaynak: ETKB

10 Şekil Yılları Türkiye Birincil Enerji Arzında Kaynakların Miktarı Kaynak: ETKB Tablo 1.2 Türkiye Toplam Birincil Enerji Arzı İçinde Kaynakların Miktarı ve Payı Yıllar Kömür Bin tep % Petrol Bin tep % Doğal gaz Bin tep % Hidrolik Bin tep % Odun,çöp,v.b. mtep % Jeotermal, Güneş,Rüzgar Bin tep % Diğer Bin tep % T. Birincil Enerji Bin tep % Kaynak: Genel Enerji Denge Tabloları ETKB 4

11 döneminde, Türkiye toplam birincil enerji arzı içinde kaynakların paylarıyla ilgili açıklamalar aşağıda özetlenmiştir. Kömür: döneminde Türkiye toplam birincil enerjisi arzı içinde kömürün payı % 30 dan %31 e yükselerek, 1990 yılına göre %136 oranında bin tep artarak 2012 yılında bin tep olmuştur yılındaki bu artış, 2000 yılına göre %65 olurken 2011 yılına göre %12 olmuştur. Petrol: 1990'da %45 den 2012 de %25 e gerilemiş olsa da geçen yirmi iki yılda miktar bakımından 1990 yılına göre, 6713 bin tep artarak 2012 yılında bin tep olmuştur yılındaki bu artış, 2011 yılına göre sadece %0,4 olurken 2000 yılına göre - %5 azalma olmuştur. Doğal gaz: 1990 da %6 dan 2012 de %32 ye yükselmiş olup, miktar olarak 1990 yılına göre bin tep ile 12 kat artmıştır yılındaki bu artış, 2011 yılına göre %1,3 olurken, 2000 yılına göre 2,7 kat olmuştur. Hidrolik:1990 ve 2012 de % 4 olurken, miktar olarak 1990 yılına göre, bin tep ile 2,5 kat artmıştır yılındaki bu artış, 2011 yılına göre %11 olurken 2000 yılına göre 1,9 kat olmuştur. Odun, çöp, hayvan atığı v.b.: 1990 da %14 den 2012 de %3 e gerilerken miktar bakımından da 2,1 kat ve bin tep azalmıştır yılındaki bu azalış, 2011 yılına göre -%2 olurken 2000 yılına göre 1,9 kat olmuştur. Rüzgâr, jeotermal, güneş gibi yenilenebilir enerjinin toplamı: 1990 da %1 den 2012 yılında %3 e yükselerek, miktar olarak 1990 yılına göre 7,6 kat artmıştır. (Şekil 1.5, Tablo 1.2) yılındaki bu artış, 2000 yılının 2,4 katı olurken, 2011 yılına göre %13 olmuştur. 1.3 Türkiye Birincil Enerji Üretimi yılları arasındaki yirmi iki yılda toplam birincil enerji üretimi, %35 oranında artarak, bin tep ten bin tep düzeyine yükselmiştir. Bu dönemdeki toplam birincil enerji arzı ise %128 artmıştır (Şekil 1.6) YıllarındaTürkiye Toplam Birincil Enerji Üretimi ve Arzı (mtep) , ,2 34,5 Üretim Toplam arz Şekil Yıllarında Türkiye Toplam Birincil Enerji Üretimi ve Arzı Kaynak: Genel Enerji Denge Tabloları ETBK 5

12 Üretimin toplam birincil enerji arzındaki payı ise 1990 yılında %48 iken, 2000 yılında %32, 2011 yılında %28, 2012 yılında %28,5 olmuştur (Şekil 1.7). Şekil Türkiye Birincil Enerji Üretiminin Arzdaki Payları Kaynak: EİGM/ETKB 2011 yılında toplam Türkiye birincil enerji üretimi 32,23 milyon tep iken, 2012 yılında %7 artarak 34,47 milyon tep olmuştur yılındaki toplam üretimin, 19,52 milyon tep ve %57 ile yarıdan fazlasını, %94'ü linyit olan kömür üretimi oluşturmuştur. Kömürü, 4,98 milyon tep ve %14 oranı ile hidrolik, 3,51 milyon tep ve %10 payı ile jeotermal, rüzgâr ve güneş gibi yenilenebilir enerji kaynakları, 3,47 mtep ve %10 ile odun, çöp, hayvan atıkları, 2,44 milyon tep ile petrol ve 0,53 milyon tep ile Doğal gaz izlemiştir (Şekil 1.8) Türkiye Birincil Enerji Üretiminde Kaynakların Payı(mtep;%) jeo.rüz.gün. ; 3,51; 10% Kömür; 19,5; 57% Odun-çöp; 3,47; 10% Hidrolik; 5; 14% Doğal gaz; 0,53; 2% Petrol; 2,44; 7% Şekil Yılı Türkiye Birincil Enerji Üretiminde Kaynaklarının Payı Kaynak: 2012 Genel Enerji Denge Tablosu EİGM/ETKB 6

13 1.4 Türkiye Enerji Ticareti Türkiye enerji ihracatı 1990 yılında 2,46 mtep iken 2012 yılında 4 kat artarak 10,32 mtep olmuştur yılındaki toplam enerji ihracatı 8,4 mtep, 2011 de ise, 9,15 mtep tir (Şekil 1.9). Büyük bölümü petrolden oluşan birincil enerji ihracatıyla ilgili ihracat değerlerine, ihrakiye* de dahil edilmiştir YıllarındaTürkiye Toplam Enerji İthalatı ve İhracatı (mtep) 98,7 87,4 90,3 30,9 56,3 2,46 2,01 8,4 9,15 10,32 İthalat İhracat Şekil yılları arasında Türkiye Toplam Enerji Ticareti Kaynak: Genel Enerji Denge Tabloları EİGM/ETKB Türkiye enerji ithalatı 1990 yılında 31 mtep iken 2012 yılında 3,2 kat artarak 98,7 mtep e ulaşmıştır yılındaki toplam enerji ithalatı ise 90,2 mtep olmuştur (Şekil 1.9). Şekil Türkiye Enerji İthalatında Kaynakların Miktarı Kaynak: Genel Enerji Denge Tabloları EİGM/ETKB * İhrakiye; Ülke karasuları ve/veya karasuları bitişiğinde deniz vasıtalarına veya hava meydanlarında yerli ve yabancı hava taşıtlarına vergili veya vergisiz sağlanan akaryakıt ve madeni yağ (İTÜ sözlük). 7

14 yılları arasında giderek artan Türkiye enerji ithalatının, kaynaklar bazında gelişimi incelendiğinde; Doğal gazın geçen yirmi iki yılda 12,6 kat artarak 38 mtep e yükseldiği görülür. Petrol ve doğal gazın son iki yıldaki ithalatları tep olarak birbirine yakın değerdedir yılında petrolün ithalatı, 1990 yılına göre, %62 oranında artarak 38 mtep olmuştur. Taşkömürü ithalatı ise 1990 da 4,2 mtep iken 2012 yılında 4,6 kat artarak 19,5 mtep düzeyine yükselmiştir. İthalatta diğer başlığını, petrokok ve elektrik içermekte, ancak tamamına yakınını petrokok oluşturmaktadır. Petrokokun ithalatı, 1990 da 350 bin tep ten 2012 yılında bin tep düzeyine yükselerek, son 22 yılda 8,4 katına ulaşmıştır (Şekil 1.10). 1.5 Sonuç Sonuç olarak, toplam birincil enerji arzındaki gelişmeler bakımından, dünyadaki diğer ülkelerle kıyaslandığında Türkiye nin olumlu bir durumu bulunmaktadır. Türkiye, yılları arasında, geçen 21 yılda oluşan ekonomik krizlerin olumsuz etkisine rağmen, birincil enerji artış oranı bakımından Çin ve Hindistan dan sonra gelmiştir. Diğer taraftan gelişmiş ve gelişmekte olan ülke kavramını birincil enerji arzlarının büyüme oranlarında da görmek mümkün olmaktadır. ABD, Japonya, gibi gelişmiş ülkelerin geçen 21 yılda enerji tüketimindeki büyüme oranlarına bakıldığında, gelişmekte olan ülkelerle kıyaslanamayacak kadar düşük düzeyde kaldığı görülmektedir. Gelecekle ilgili senaryolarda da bu durum, bariz olarak görülmektedir. En ilginç örnek Japonya dır. Bu ülkede birincil enerji arzı, 2011 ile 2035 yılları arasında aynı kalacağı tahmin edilmektedir. Oysa aynı yıllarda, örneğin Hindistan da iki kattan fazla bir büyüklük öngörülmektedir. Diğer taraftan, gelişmekte olan ülkelerden, özellikle yüksek enerji arzına sahip büyük ülkeler incelendiğinde, enerji üretimlerinde dünyada önde gelen ülkeler olduğu görülmektedir. Türkiye nin enerjide dışa bağımlılığının en kısa sürede mümkün olduğu kadar azaltılması gerektirmektedir. Bunu sağlamak için enerji kaynaklarına yönelik yatırımlara hız verilerek enerji arzında ithalat oranı azaltılmalıdır arasında geçen 22 yıl incelendiğinde, Türkiye nin birincil enerji arzındaki net ithalat oranının %52 den %72 ye yükselmiş olması önemli bir risk oluşturmaktadır. Diğer taraftan, 2012 yılı enerji ithalatı 2011 yılına göre %11 artarak 60,1 milyar dolar olurken, Türkiye toplam ithalatı içindeki payı %25,4 olmuştur te bir gerileme olmuş ve ithalat milyar dolar olarak gerçekleşmiştir. Bu rakam, ihracat gelirlerinin üçte birinden fazladır." İthal kömür ve doğal gaz gibi fosil yakıtların bu denli yüksek kullanımı, önümüzdeki yıllarda karbon salımlarına yönelik gündeme gelebilecek ekonomik cezai yaptırımlara da yol açabilecektir arasında elektrik kurulu gücü %134,9 artışla, MW den MW ye yükselmiştir. Aynı dönemde elektrik üretimi milyar kwh den, %134.9 artışla milyar kwh ye ulaşmıştır. 8

15 Tablo 1.3 Türkiye nin Genel Enerji Dengesi ( ) Değişim Toplam Enerji Talebi (milyon tep) 52,9 120,98 %129 Toplam Yerli Üretim (milyon tep) 25,6 34,47 %35 Toplam Enerji İthalatı (milyon tep) 30,9 98,74 %220 Yerli Üretimin Talebi Karşılama Oranı 48% 28,5% - %41 Kaynak: ETKB - Petform PETFORM un ETKB verilerinden hareketle hazırladığı tabloda, arasındaki yirmi iki yıllık dönemde, toplam enerji talebinin %129, enerji girdileri ithalatının %220 arttığını, yerli üretimdeki artışın ise %35 ile sınırlı kaldığı, yerli üretimin enerji talebini karşılama oranının ise %41 azaldığı ortaya konulmaktadır (Tablo 1.3). Türkiye enerji talebi artış oranında yerli kaynakları hizmete alamamaktadır. Aşağıdaki tablo, yoruma açık olmayacak şekilde durumun vahametini ortaya koymaktadır. Türkiye nin 2012 yılında enerji hammaddeleri ithalatına ödediği rakam, tüm ithalat tutarının %23,1 ine, yani 60,1 milyar dolara ulaşmıştır yılında ekonomideki durgunluğun etkisiyle, enerji girdileri ithalatı biraz gerilemiş ve 55,915 milyar dolarla, ithalatın %22.2'sini oluşturmuştur (Tablo 1.4). Tablo 1.4 Türkiye nin Toplam İthalatında Enerjinin Payı ( ) TÜRKİYE ENERJİ GİRDİLERİ İTHALATI ( ) (Milyar USD) Ham Petrol ve Petrol Ürünleri 14,9 20,6 29,2 31,5 Doğal Gaz 11,6 14,1 20,2 23,2 Taş Kömürü 3,1 3,3 4,1 4,6 Toplam Enerji Girdileri İthalatı 29,9 38,5 54,1 60,1 Türkiye Toplam İthalatı 140,9 185,5 240,8 236,5 Petrol ve Gaz İthalatının Toplam İthalat İçinde Payı %18,8 %18,7 %20,5 %23,1 Kaynak: PETFORM Tablodan da görüldüğü gibi, döneminde, ham petrol ve petrol ürünleri ve doğal gaz ithalatı faturasındaki artış, iki kattan daha fazla olmuştur. 9

16 Bu olumsuz durumun nedenlerinin başında, 1980 lerden bu yana, kamusal planlama, üretim ve denetim faaliyetlerinin zayıflaması, enerjinin kamusal bir hizmet olarak görülmeyip basit bir piyasa faaliyetine dönüştürme plan ve uygulamaları olarak görülmesi, ülkenin yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı potansiyelinin değerlendirilmemesi gelmektedir. Özellikle 2000 li yılların başından itibaren, elektrik enerjisi ve doğal gazla ilgili Dünya Bankası, IMF, OECD, AB vb. kuruluşların talepleri doğrultusunda enerji sektörünün piyasalaştırılması amacıyla uygulamaya konan mevzuat, ETKB ve EPDK nın bu doğrultudaki çalışmaları, 4628 sayılı Yasa nın kamu teşebbüslerine elektrik enerjisi üretimi için yatırım yapmada engel teşkil etmesi ve enerji alanında dayatılan özelleştirmelerle yeni yatırımlara yönlendirmek yerine, özel sektöre kamu enerji üretim tesislerinin altın tepsi içinde sunulmasıdır. Kaynaklar 1. Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi 2013 Enerji Raporu 2. World Energy Outlook IEA Genel Enerji Denge Tabloları EİGM/ETKB 4. İTÜ Sözlük 10

17 2. ELEKTRİK ÜRETİMİ: MEVZUAT VE UYGULAMALAR 2.1 Mevcut Durum Bilindiği üzere, elektrik enerjisi tüketimine ihtiyaç duyulduğu anda üretilmesi gereken bir üründür. Diğer yandan, elektrik üretim tesisleri uzun süren ve oldukça pahalı yatırımlardır. Ayrıca, günümüzde toplumsal refahın artması ve sürmesi için vazgeçilmez bir unsurdur. Bu nedenlerden dolayı, elektrik enerjisi üretim yatırımlarının gerektiği kadar ve zamanında gerçekleştirilmesi oldukça önem arz etmektedir. İhtiyaç duyulduğu kadar yapılması gerektiği gibi, pahalı olduğu için atıl kapasite kalacak şekilde yatırım yapılmamalıdır li yıllara kadar hemen hemen tüm dünyada elektrik enerjisi, devlet tarafından doğrudan ya da devlet adına özel sermaye tarafından bir kamu hizmeti olarak topluma sunulmuştur. Ancak 1980 li yılların ortalarından itibaren, dünya ölçeğinde dayatılan neo-liberal politikalarla, Avrupa da elektrik enerjisinin de bir piyasa ürünü olabileceği tartışılmaya başlamış ve öncülüğünü İngiltere nin yaptığı elektrik faaliyetlerinde serbest piyasa uygulamasına geçiş yolları aranmaya başlanmıştır. Elektrik faaliyetlerinde serbest piyasa uygulamasına geçiş süreci oldukça karmaşık olmuş ve çok çeşitli neoliberal piyasa yapısı modelleri denenmeye çalışılmıştır. Bu modeller kısaca; elektrik üretiminde merkezi bir alıcı tanımlanıp değişik üreticilerden satın alma uygulaması, Havuz Sistemi olarak da adlandırılan Merkezi Alıcı Merkezi Satıcı Modeli, ihtiyacı olanların kendi elektrik enerjisini üretebilmesi modeli (Türkiye de otoprodüktör olarak yaygınlaşmış ve daha fazla uygulanmıştır.) ve son olarak da tam rekabete dayalı serbest piyasa uygulaması olarak özetlenebilir. Avrupa da bu gelişmelerin öncülüğünü İngiltere yaparken, diğer bazı Kıta Avrupa sı ülkeleri ya aynı yolu izlememiş ya da çok çekimser kalarak sonradan bu yolu izlemeye başlamıştır yılından itibaren Türkiye; tam rekabete dayalı serbest piyasa yaklaşımını benimsemiş ve hemen uygulamaya başlamıştır. İngiltere de izlenen serbest piyasa modeli aynen alınarak ve Türkiye elektrik sektörüne de uygulamaya geçirilmiştir. Türkiye de 1980 li yılların öncesinde, elektrik enerjisinin bir kamu hizmeti olarak topluma sunulduğu zamanlarda, sektördeki yatırımlar zamanında yapılabilmiştir. Olan gecikmelerin nedeni de, sadece finansman bulma zorluğu olmuştur. Bugün ise durum daha farklıdır. Özellikle elektrik üretim yatırımlarının gerçekleştirilmesinde finansman bulma zorluğunun yanı sıra, uygulanan piyasa yapısından kaynaklanan başka nedenler de bulunmaktadır. Bu nedenlerin daha iyi anlaşılabilmesi için, Türkiye de elektrik sektörü piyasa uygulamasının mevzuat yapısının iyi irdelenmesi gerekmektedir. Elektrik sektöründe serbest piyasa uygulaması temel olarak 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu (EPK) ile tanımlanmış ve bu kanun çerçevesinde hayata geçirilen ikincil mevzuatla bu yapının uygulaması başlamıştır. EPK, esas olarak elektrik enerjisi faaliyetlerini, üretim, iletim, dağıtım, toptan satış, perakende satış ve ithalat-ihracat olarak tanımlamakta ve her bir faaliyetin kendi içinde katılımcılar arasında rekabet oluşmasını öngörmekte, bu faaliyetlerin her birinde özel sermaye şirketlerinin etkin olmasının yolunu açmaktadır. Uygulanan serbest piyasa modelinin temelini, elektrik enerjisi tedarikçileri ile tüketiciler arasında ikili anlaşmaların oluşması ve devletin bu piyasada etkin olmaması oluşturmaktadır. Bu durumda da her bir tedarikçi (üretici) kendi müşterisini, her bir müşteri de kendi tedarikçisini bulmak zorundadır. Ancak 2002 yılından itibaren bu yaklaşımın ne kadar hayata geçebildiği ayrı bir tartışma konusudur. 11

18 Burada, elektrik üretim faaliyeti ve bu faaliyet için yeni yatırımların gerçekleştirilebilmesi durumu üzerinde durmak ve öncelikle EPK nın elektrik üretiminde yeni yatırımlar konusundaki hükümlerinin bir çözümlemesinin yapılması ve üretim yatırımlarının sürecinin incelenmesi yararlı olacaktır. Yeni elektrik üretim tesisi yatırımlarının yapılabilmesi için mevcut mevzuata göre bir yatırımcının, fosil yakıtlara dayalı olması halinde, nerede ise; İstediği yerde, İstediği kaynak ile, İstediği kapasitede, İstediği zaman, İstediği (elde edebildiği) teknoloji ile, Karşılaştığı verimlilikte, Finansman ihtiyacını önceden karşılamasına gerek kalmadan yatırıma başlayabilmekte, yatırım koşullara göre gecikebilmekte, zora geldiği zaman da yatırımcı lisansını satmak ya da iptal etmek yoluyla terk edebilmektedir. Mevcut mevzuatla öngörülen ve uygulanan üretim yatırımlarının gerçekleştirilmesi süreci ise yine EPK da tanımlanmış ve Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) tarafından yönetilmektedir. Üretim yatırımı yapmak isteyen bir yatırımcı, EPDK ya ilk başvurusunu yaptıktan sonra elektrik iletim sistemine bağlantı yapabilmesi için Türkiye Elektrik İletim A.Ş'nin (TEİAŞ) görüşünü almaktadır. Mevzuat iyi incelendiğinde, TEİAŞ ın bir bağlantı başvurusunu kabul etmeme durumu olmadığı anlaşılacaktır. İletim sistemine bağlantı görüşü alındıktan sonra, başvuru için EPDK tarafından lisans verilmektedir. Lisans kapsamında, bu üretim yatırımının yeri, zamanlaması, kapasitenin ihtiyaca yönelik olup olmadığı, kaynağın verimli kullanılıp kullanılmadığı ve maliyet açısından verimli olup olmadığı, toplumsal fayda maliyet analizi gibi hususlar istenmemektedir. EPDK; yalnızca verilen lisansların sayısını ve kurulması hedeflenen kapasiteleri belirlemekte ve özel sektör yatırımcılarının lisans alan projeleri hayata geçirmesini beklemektedir. Elektrik üretim tesisleri için EPDK nın hükümleri ve uygulanan süreç göz önüne alındığında, Türkiye elektrik sektörü için büyük bir belirsizliğin ortaya çıktığı görülmektedir. Türkiye nin artan elektrik talebini karşılamak üzere yeni üretim yatırımlarının yapılması gerekliliği var oldukça bu konudaki belirsizlikler de paralel olarak devam edecektir. Bu durumda, çok yakın gelecek dahil, 5, 10, 20, 50 yıl sonrasında elektrik sektörüyle ilgili gelişmeler hakkında bir görüş söylemek mümkün olamayacaktır. Yakın geçmişte yaşanan ve etkisi devam etmekte olan ekonomik krizin yatırımlar için finansman bulunmasına neden olduğu zorluk günümüzde iyice belirginleşmiştir. Bunun sonucu olarak piyasada, kesinlikle önlem alınması gereken lisans hakkı satışlarının hızlı bir artış gösterdiği bilinen bir gerçektir. Bu lisans hakkı satışları ile parası olan veya para bulma olasılığı bulunan herkes, elektrik üretim yatırımına yönelebilmekte, sektörle ilgili teknik çalışmalar ve bilgi birikimleri ihmal edilebilmektedir. Diğer taraftan, aslında bir elektrik üretim tesisi yapmak üzere alınmış lisans kapsamında belirtilmiş olan önemli unsurlardan biri tesisin işletmeye gireceği tarihtir. Son zamanlarda, öngörülen bu tarihlerin ertelenerek geciktiği ve yasal olarak gereken yaptırımların uygulanmadığı da bilinen diğer bir gerçektir. Lisans hükümlerinin zamanında ve doğru olarak yerine getirilemeyişinin sektörde birçok sorunu ortaya çıkaracağının sektörün çeşitli ilgilileri tarafından tartışıldığı görülmektedir. Aynı çevreler, 12

19 bu lisanslar için bir izleme ve disiplin altına alma uygulamasının gerçekleştirilmesi gerektiğini de dile getirmektedir. Çünkü oldukça büyük kapasitede üretim tesisleri için kapasite alınmış durumdayken, bunların çok azının yatırımına başlanmış olması ve bu az miktardaki yatırıma başlayan kapasitelerin de öngörülen tamamlanma tarihlerinin gecikmesi sektör ilgilileri üzerinde ciddi kaygılar yaratmaktadır. Ancak mevcut mevzuat ve buna bağlı olarak yürütülen uygulamalar çerçevesinde lisans verme uygulamasında ve yatırımların izlenmesinde bir disiplin içinde hareket edilmesi olası görünmemektedir. Tablo 2.1 Temmuz 2013 İtibarıyla Yapım Aşamasındaki Santrallerin Toplam Kurulu Güçleri (MW) ve İlerleme Oranları (İO) Yakıt/Kaynak Türü İO Bilgisi Yok * 0>İO<10 10<İO<35 35<İO<70 İO>70 Genel Toplam Payı % Asfaltit 270,0 135,0 0,0 0,0 75,9 480,9 0,9 Fuel Oil Biyokütle 0,0 0,0 0,0 0,0 205,4 205,4 0,4 38,6 16,3 7,1 6,1 64,9 133,0 0,3 İthal Kömür 2020,0 3275,5 0,0 1200,0 1550,0 8045,5 15,5 Diğer Termik 58,7 0,0 0,0 7,92 14,5 81,12 0,2 Doğal Gaz 3983, ,6 501,0 1166,5 2421, ,8 34,9 Hidrolik 1227,4 4295,7 3058,3 2036,9 2061, ,2 24,4 Jeotermal 4,5 66,5 265,8 0,0 77,2 414,0 0,8 Kömür 46,7 1390,0 0,0 290,0 0,0 1726,7 3,3 Linyit 2,7 500,0 100,0 771,0 24,2 1397,9 2,7 Rüzgâr 1107,0 5251,1 710,1 217,9 181,9 7467,9 14,4 Taş Kömürü 0,0 1150,0 0,0 0,0 0,0 1150,0 2,2 Genel Toplam 8758, ,7 4642,3 5696,3 6677, ,5 % 16,9 50,4 8,9 10,9 12,9 100 Yukarıdaki tabloya göre, yatırım gerçekleşme oranı %35 in üzerinde olan santral yatırımlarının toplam santraller içindeki payı dörtte birin altındadır ve yalnızca %23,8 dir. Öte yandan, gerçekleşme oranı %10 un altında olan santraller, %50.4 pay ile tüm projelerin yarısını oluşturmaktadır. Projelerin altıda biri kadarı, yatırımların gerçekleşme düzeyi hakkında EPDK ya bilgi vermemektedir. Bilgi vermeyenlerle birlikte, lisans alan enerji santral yatırımların dörtte üçünden fazlasının (%77.4), henüz yatırıma başlamadığı söylenebilir. Bu oran, doğal gaz santrallerinde %77,4, HES lerde %43,6, ithal kömüre dayalı santrallerde %65,8, RES lerde %85,1 düzeyindedir Ocak 2014 itibarıyla lisans alma öncesinde bulunan başvuruların durumu aşağıdadır (Tablo 2.2). 13

20 Tablo 2.2 Ocak 2014 İtibarıyla Özel Sektörün Lisans Alma Sürecinde Olan Elektrik Üretim Santral Projeleri Yakıt / KaynakTipi Adet Başvuru İnceleme-Değerlendirme Uygun Bulunanlar Lisans Verilenler TOPLAM Kurulu Güç (MW) Adet Kurulu Güç (MW) Adet Kurulu Güç (MW) Adet Kurulu Güç (MW) Adet Kurulu Güç (MW) Rüzgar 4 64, , , , ,5 Hidrolik , , , , ,0 Fuel-Oil , ,1 Doğalgaz , , , , ,3 Linyit , , , ,2 Taş Kömürü , , , , ,4 Asfaltit 1 135, , ,8 Çöp Jeotermal , , , , ,2 Çöp Gazı 1 4,0 1 1, , ,0 Biyogaz 2 6,1 2 4,3 7 17, , ,1 Biyokütle 7 35,4 7 57,4 5 43, , ,2 Güneş Prit 1 11,5 1 11,5 Nafta 4 30,9 4 30,9 LPG 2 15,6 2 15,6 Nükleer , ,0 TOPLAM , , , , ,5 Kaynak: EPDK ( ODTÜ-MD Panelinde Yapılan Sunum, Elif Ferdal Karakaş)

21 EPDK verilerinden Ocak 2014 tarihinde oluşturulan yukarıdaki tabloda yer alan bilgiler oldukça çarpıcıdır. Toplam ,7 MW lisans almış bulunan kapasite üzerine lisans alması uygun görülen 19057,9 MW (373 proje), inceleme-değerlendirme aşamasında bulunan ,2 MW (150 proje) ve yeni başvuru yapılan 36537,8 MW (209 proje) toplandığında kurulu güç stoku ,5 MW değerine ulaşacaktır. Bu kapasitelerin gerçekleşme olasılıkları kadar, gereklilikleri de incelenmeli, tartışılmalı ve proje stoku gözden geçirilmelidir. Lisansların ve bunların yatırıma dönüşme süreçlerinin izlenebilmesi için alınabilecek önlemlerin tartışılmasından önce bu aksamaların nereden kaynaklandığının iyi belirlenmesi gerekmektedir. Yukarıdaki tablo ve açıklamalardan da görüleceği üzere, elektrik üretim tesisleri için oldukça büyük miktarda lisans verilmiş durumdayken, bu lisansların yatırıma dönüşme oranı çok düşük seviyededir. Bilindiği üzere elektrik üretim lisansı üzerinde yatırımcı açısından bağlayıcı olan bilgi ve özellikler bulunmaktadır. Bunlardan birisi de üretim tesisinin işletmeye gireceği zamandır. Lisans alındığında bu tesisin ne zaman işletmeye gireceği kesin olarak belirlidir. Lisans sahibi tesisin işletmeye giriş tarihini taahhüt etmekle aslında çok büyük bir sorumluluk altına da girmektedir. Lisans sahibi yatırımcı lisans üzerinde belirtilen kapasiteyi yine belirtilen tarihte sisteme dahil etmeye söz vermiş durumdadır. Bu tarihin gecikmesi sadece üretim tesisinin işletmeye girmesinin aksaması değil aynı zamanda sistemde öngörülen lisans üzerindeki miktar kadar kapasite sorumluluğunun yerine getirilememiş olmasıdır. Bu nedenle üretim tesisi yatırımlarının lisanslarında belirtilen tarihten sonraya kalması, yatırımcının bu sorumluluğu yerine getirmemiş olması ve sistemde çok ciddi aksamaya neden olması anlamına gelmektedir. Mevcut uygulamada, üretim tesisi lisanslarında gerektiği gibi izleme yapılmamakta, gecikmeye karşı gereken yaptırımlar uygulanmamaktadır. Hatta 4628 Sayılı Kanun un 11. maddesinde öngörülen cezai yaptırımlar, gerçekte yeterli olmamasına karşın bu madde bile tam olarak uygulanmamaktadır Oysa bir yatırımın gecikmesi elektrik sisteminde bilinenden daha fazla sorun oluşmasına yol açabilmektedir. Mevcut yasal düzenlemede elektrik üretim yatırımlarının tamamının özel sektör şirketleri tarafından yapılması öngörülmektedir.her ne kadar, tarihinde yürürlüğe girmiş olan 4628 sayılı Sayılı EPK nun 2 maddesi a) bendi 1. alt bendinde her ne kadar Elektrik Üretim AŞ gerektiğinde yeni üretim tesisleri kurabilir, kiralayabilir ve işletebilir hükmü bulunmakta ise de; yasanın tümü göz önünde bulundurulduğunda, bu maddenin uygulanabilir olmadığı kolaylıkla anlaşılabilmektedir. Zaten yukarıdaki madde tarihinde yürürlüğe giren 5784 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve Bazı Kanunlarda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun ile değiştirilmiş ve EÜAŞ ın yeni üretim tesisi kurabileceği hükmü ortadan kaldırılmıştır. 30 Mart 2013 tarihinde yürürlüğe giren 6446 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile EÜAŞ ın görev ve yetkileri daha belirgin olarak tanımlanmıştır. Son düzenlemeye göre, EÜAŞ herhangi bir elektrik üretim şirketi gibi yeni yatırım yapıp piyasada faaliyet gösterebilecektir. Ancak Bakanlığın uygun görüşü sonucu bu faaliyetlerini yerine getirebilecektir Sayılı EPK nun 7. Maddesinde üretim faaliyetinin lisansları kapsamında, kamu ve özel sektör üretim şirketleri ile organize sanayi bölgesi tüzel kişiliği tarafından yürütülebileceği açıkça belirtilmiştir.. Ancak izlenen politikalara bakılacak olursa, EÜAŞ ın yeni tesis kurma kararını vermesi mümkün olamayacaktır. 15

22 Türkiye de halen yürürlükte olan ve tam serbest piyasa uygulamasını öngören 6446 Sayılı EPK ve ikincil mevzuat elektrik sektöründe yeni yatırımların bir plan dahilinde ele alınmasını engellemektedir. Bu durumun aksine, 3154 Sayılı Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanun'un 2. maddesinde belirlenen" görevlerin yanı sıra Bakanlığa; Ülkenin enerji ve tabii kaynaklara olan kısa ve uzun vadeli ihtiyacını belirlemek, temini için gerekli politikaların tespitine yardımcı olmak, planlamalarını yapmak, Enerji ve tabii kaynakların ülke yararına, teknik icaplara ve ekonomik gelişmelere uygun olarak araştırılması, işletilmesi, geliştirilmesi, değerlendirilmesi, kontrolü ve korunması amacıyla genel politika esaslarının tespit ve tayinine yardımcı olmak, gerekli programları yapmak, plan ve projeleri hazırlamak veya hazırlatmak, Bu kaynakların değerlendirilmesine yönelik arama, tesis kurma, işletme ve faydalanma haklarını vermek, gerektiğinde bu hakların devir, intikal, iptal işlemlerini yapmak, ipotek, istimlak ve diğer takyit edici hakları tesis etmek, bunların sicillerini tutmak ve muhafaza etmek, görevlerini de vermektedir. 3 Mart 2013 tarihinde yürürlüğe giren 6446 Sayılı EPK 7. ve 26 maddeleri ile yeniden tanımlanan EÜAŞ görevleri, bu son açıklanan ETKB görevleri ile daha uyumlu hale gelmiş ve 4628 Sayılı EPK hükümlerinin çeliştiği önemli hususlar ortadan kaldırılmıştır. Son düzenlemeye göre, ETKB uygun görüşü ile EÜAŞ artık daha rahat bir şekilde yeni üretim tesisi yatırımları yapabilecek konumdadır. ETKB görevleri arasında, enerjiye olan (elektrik dahil) kısa ve uzun vadeli ihtiyaçların belirlenmesi ve ihtiyaç duyulan bu enerjinin (elektrik dahil) temin edilmesi veya temin ettirilmesi yer almaktadır. Bir anlamda, elektrik enerjisi üretim yatırımlarının piyasa katılımcısı özel sektör tarafından yerine getirilemediği durumda, yapılmış olan planlama çalışmaları çerçevesinde Bakanlık eliyle gerçekleştirilmesi mümkündür Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu nda, Arz Güvenliği başlığı altında, elektrik sisteminin gelecekteki arz güvenliğinin sağlanmasına yönelik olarak, 20 Yıllık Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Planlama Çalışması nın TEİAŞ tarafından hazırlanıp Bakanlık tarafından yayımlanacağı ve buna istinaden her yılın sonuna kadar bir Arz Güvenliği Raporu hazırlanıp Bakanlar Kurulu na sunulacağı hükmü yer almaktadır. Ancak, ETKB tarafından elektrik arz güvenliğinin bu planlama raporuna göre izleneceği ve raporlanacağı belirtilmiş olsa da, esas olarak bu plan çerçevesinde sistem gelişmesinin sağlanacağı yönünde bir hüküm bulunmamaktadır. Biraz daha açık söylemek gerekirse, TEİAŞ tarafından iki yılda bir güncellenmek üzere elektrik enerjisi uzun dönem planlama çalışması yapılacağı ve bu çalışmaya göre ETKB tarafından her yılın sonunda bir arz güvenliği raporu yayımlanacağı belirtilmektedir. Arz güvenliğinin tehlikeye girdiğinin anlaşıldığı anda, gerektiğinde kamuya ait elektrik üretim şirketlerine yeni üretim yatırımı yapma görevi verilebileceğinden söz edilmektedir. Bilindiği gibi elektrik enerjisi üretim tesisleri yatırımları, uzun vadede karara bağlanabilen, uzun bir süreçte gerçekleştirilebilen ve maliyeti oldukça yüksek yatırımlardır. Bunlar, akşam ihtiyaç hissedilip sabaha tesisi sonlandırılabilen yatırımlar değildir. Elektrik enerjisi arz güvenliğinin sağlanmasında bir tehlike olduğu; ancak birkaç yıl öncesinden tespit edilebilir. Dolayısıyla da gerekli yatırımların kararı çok önceden verilmelidir. Mevcut uygulamalarda ise üretim tesisleri yatırımı yapmak üzere başvuru ol- 16

23 maması değil, tam tersine gerekenden çok fazla başvuru olduğu halde bazı yatırımların zamanında tamamlanamamış olması büyük risk taşımaktadır. Üretim tesisi yatırımı yapmak üzere mevcut durumda oldukça büyük miktarda kapasite bulunmakta olup, bu kapasitelerin önemli bir kısmı lisans da almıştır. Bunlara ilişkin miktarlar yukarıdaki tabloda gösterilmiştir. Başvurular ve alınan lisanslar göz önüne alındığında, görünür zaman içinde elektrik enerjisi kapasite açığı hiçbir zaman beklenemeyecektir. Ancak bu başvurular ve lisansların gecikmesi veya gereken zamanda gerçekleşememesi, arz güvenliğinde sıkıntıya neden olursa bunun önleminin alınması çok kolay olmayabilecektir. Yani akşam ortaya çıkan arz sıkıntısının sabaha giderilmesi mümkün olamayacaktır. Arz güvenliğindeki tehlike ortaya çıkmadan stratejik olarak yatırım çözümlerinin belirlenmiş olması gerekmektedir. Bu da ancak, sağlıklı bir planlama çalışması ve bu planların uygulanması yoluyla olacaktır. Bugünkü durumda olduğu gibi, üretim tesisi yatırımı için gelen her başvurunun kabul edilmesi ve lisans verilmesi; ancak alınmış olan bu lisansların gerçekleşmelerinin belirsizliğinin sürmesi, arz güvenliğinin tehlikeye girdiğinin anlaşılması halinde çözüm için çok geç kalınmış olduğu anlamına gelecektir Sayılı EPK bütünüyle ve ayrıntılı olarak incelendiğinde, elektrik enerjisinin sadece ticaretinin kanunlaştırıldığı anlaşılacaktır. Elektrik enerjisinde kaynak kullanım politikaları, üretim politikaları ve teknolojileri, arz güvenliği, kullanıcıların kaliteli elektrik enerjisine ulaşma olanakları gibi konuların eksik kaldığı görülmektedir. Bu kanunla ayrıca elektrik sektöründe, özellikle üretim ve dağıtım faaliyetinde sorumlulukların tanımlanmadığı anlaşılmaktadır. Üretim ve dağıtım faaliyetlerinde sorumlulukların ve sorumluların tanımlanmamış olması, elektrik enerjisi faaliyetinde kamu hizmeti özelliğinin tamamen ortadan kalktığı anlamına gelmektedir. Bu durumda da, aslında, elektrik faaliyetinde Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı nın bir etkinliği kalmamaktadır. Elektrik enerjisinde üretimden dağıtıma kadar olan aşamada sunum güvenliği tam olarak serbest piyasada faaliyet gösteren katılımcılara bırakılmış ve elektrik arz güvenliğinin sağlanması faaliyet gösterenlerin kazanç sağlamalarına ilişkilendirilmiştir. Kanun dikkatle incelenirse, gerek üretim aşamasında ve gerekse dağıtım aşamasında faaliyetlerin yerine getirilememesinden doğan arz sıkıntısının sorumlusu yoktur, cezası da sadece bu faaliyetten para kazanamamaktır. Buna ek olarak, yukarıda da açıklanmaya çalışıldığı gibi, artan talebin karşılanması için yeni kapasite yatırımlarının da piyasa katılımcıları tarafından gerçekleştirilmesi beklenmektedir. Ancak, bu konuda da sorumluluk tanımı yapılmamaktadır. Gerekli yeni kapasitenin zamanında yapılamayacağının anlaşılması durumunda; yalnızca siyasi otoriteye görev tanımı yapılmakta, ancak bu tanım da günümüz koşullarında ve mevcut uygulamalar çerçevesinde neredeyse mümkün olamayacak durumdadır. Elektrik üretim ve dağıtım faaliyetlerinde siyasi sorumlulukların tanımlanmamış olması da doğal olarak Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını sektörün dışında tutmaktadır. Siyasi sorumluluk adına Bakanlığın elektrik sektörünün dışında kalması, bu sektörün faaliyetlerinin kamu adına yürütülmesinin terk edilmesi anlamına gelmektedir ki Kanun da zaten elektrik sektöründe sadece ticari faaliyetleri kapsama almış arz güvenliği kavramını neredeyse kapsam dışında tutmuştur. Elektrik enerjisi arz güvenliği sağlanması konusundaki hedefleri ve gelişmeleri özetlemekte yarar görülmektedir tarih ve 2004/3 sayılı YPK kararı ile yayımlanmış olan ELEKTRİK ENERJİSİ SEKTÖ- RÜ REFORMU VE ÖZELLEŞTİRME STRATEJİ BELGESİ hedeflerinde, arz güvenliğinin sağlanması konusunda o zaman için mevcut kamu elektrik üretim tesislerinin iyileştirilmesi için çalışmalar yapılması ve arz güvenliğinin izlenmesi dışında somut bir karar bulunmamaktadır. Bir diğer hedef 17

24 olarak, Yakıt ve kaynak çeşitliğinin sağlanmasını ve arz kaynaklarının önceden planlanmasını teminen, arz güvenliği açısından yapılacak analizler sonucunda büyük HES ler de dahil olmak üzere yerli kaynaklardan elektrik enerjisi üretim yatırımlarının yapılması ve arz güvenliği için gerekli düzenlemeler ETKB ve DPT Müsteşarlığı tarafından yapılacaktır. ifadesi yer almakta, ancak bu hedef için somut aşamalar belirtilmemektedir. Bu belge yayımlandığı tarih itibarıyla düşünüldüğünde, yeni yapılacak elektrik üretim tesislerinin tamamının özel sektör tarafından yapılacağının Hükümet tarafından da beklendiği anlaşılmaktadır. 18 Mayıs 2009 tarih ve 2009/11 sayılı YPK kararı olarak ELEKTRİK ENERJİSİ PİYASASI VE ARZ GÜVENLİĞİ STRATEJİ BELGESİ yeniden yayımlanmıştır. Son Strateji Belgesi nde arz güvenliği kavramı, sadece mevcut sistemin iyileştirilmesi, devam eden üretim tesisi yatırımlarının hızlandırılması ve elektrik iletim sisteminin iyileştirilmesi olarak tanımlanmış, artması beklenen elektrik talebini karşılamak üzere yeni üretim tesisleri yatırımları doğrudan hedefe konulmamakla birlikte, elektrik üretiminde kullanılabilecek bilinen yerli kaynakların kullanılmasına yönelik hedefler belirlenmiştir. Bu kapsamda; - Bilinen yerli linyit ve taş kömürü kaynaklarının tamamının 2023 yılına kadar değerlendirileceği, yılına kadar elektrik üretiminde nükleer payının %5 seviyesine yükseleceği, - Teknik ve ekonomik olarak kullanılabilecek hidrolik potansiyelin tamamının 2023 yılına kadar değerlendirileceği, - Rüzgar enerjisi kurulu gücünün 2023 yılına kadar 20,000 MW olacağı, - Elektrik üretimi için uygun olduğu tespit edilen 600 MW jeotermal enerji kurulu gücün gerçekleştirileceği, - Güneş enerjisi için kesin hedef belirtilmemekle birlikte bu kaynağa bağlı elektrik üretimini özendirmek üzere yasal değişiklikler yapılacağı ve teknolojik gelişmeler takip edilerek uygulamaların genişletileceği, - Diğer yenilenebilir kaynakların potansiyel gelişmeleri takip edilerek, yasal düzenlemeler de yapılarak mümkün olduğunca fazla kullanılacağı ve bunun sonucu olarak fosil kaynaklar ile ithal kaynakların elektrik üretimindeki paylarının azaltılacağı, - Elektrik üretiminde doğal gaz payının %30 seviyesinin altına düşürüleceği, - İthal kömür kaynağının ise ancak yerli ve yenilenebilir kaynakların değerlendirilmesi sonucu arz güvenliğini sağlamak üzere gerektiğinde düşünüleceği kesin hedefler olarak belirlenmiştir. Ancak bu Strateji Belgesi nin yürürlüğe girdiği tarihten bu yana belirlenen hedefler doğrultusunda somut adımlar atıldığı tartışma konusudur. Bu hedefler çerçevesinde değerlendirilebilecek Afşin- Elbistan sahası linyitlerinin değerlendirilmesi için yapılan girişim ve varılan sonuç ayrıca tartışılması gereken bir durumdur. Elektrik Enerjisi Arz Güvenliği Strateji Belgesi kesin hedefler belirlemesine karşın, bu hedeflere yönelik hiçbir uygulama olmadığı görülmektedir. Özellikle elektrik üretim tesisi yatırımları için kaynak kullanımı hedefleri strateji belgesinde bir kenarda dururken, yeni tesisler için alınan başvurular, bu 18

25 başvuruların değerlendirilmesi ve lisanslandırılması hususlarında bu hedeflerin hiç dikkate alınmadığı gözlemlenmektedir. YPK kararı olarak yayımlanmış olan Elektrik Enerjisi Arz Güvenliği Strateji Belgesi hükümlerinin uygulanmasının da hükümet tarafından yerine getirilmesi gerekirken EPDK uygulamalarının bu çerçevede olmadığı açıktır. 18 Mayıs 2009 tarihinde yayımlanmış olan Elektrik Enerjisi Arz Güvenliği Strateji Belgesi hedefleri artık gerçek olmaktan uzaklaşmıştır. Bu belgenin ivedilikle güncellenmesi gerekmektedir, ancak güncellenen yeni hedefler doğrultusunda uygulamalar hayata geçirilmeyecekse böyle hedeflerin belirlenmesi ve yayımlanması anlamsız olacaktır. Doğru olan uygulama ise, bu gibi stratejik hedeflerin belirlenmesi ve hükümet tarafından yakın takibe alınarak uygulanmasının sağlanmasıdır. Bu izleme ve uygulama hükümet adına ETKB tarafından yapılmalı, EPDK ise ancak belirlenen hedefler çerçevesinde ve uygun görülen politikalara göre lisans vermelidir. Yeni elektrik üretim tesisleri için kaynak kullanımı politika ve stratejilerinin belirlenmesinde EPDK söz sahibi olmamalıdır. Bilindiği üzere EPDK bir düzenleyici kurumdur; görevleri, aslında, elektrik piyasası hakkında düzenlemeler yapmak ve denetimleri yerine getirmektir. İleriye yönelik gelişmelerin kararını vermekte EPDK, aslında yetki sahibi değildir. Bu yetki, ancak hükümete aittir, hükümet adına da ETKB bu yetkiyi kullanabilir. Talebin gelişmiş ülkelere göre daha yüksek oranlarda arttığı ülkemizde artık, elektrik yokluğuna katlanmak durumu ile karşılaşılmamalıdır. Elektrik enerjisinin toplum açısından önemi göz önüne alındığında, kamu hizmeti yükümlülüğü sürdürülmelidir. Elektrik faaliyetlerinde özel şirketlerin var olması bu kamu hizmeti yükümlülüğünün olmayacağı anlamına gelmemelidir. Gerek mevcut elektrik sistemindeki uygulamalar ve gerekse artan talebi karşılamak üzere yeni yapılması gereken üretim tesislerinin kaynaklarının, teknolojilerinin, zamanlamasının ve bölgesel konumlarının belirlenmesinde siyasi otoritenin hem yetkili hem de sorumlu olması gerekir. Bu konudaki sorumluluğu taşıyacak siyasi otoritenin de maliyet olarak düşük, çevre ile uyumlu ve toplumda her kesimin kolaylıkla ulaşabileceği elektrik enerjisi sunumunu serbest piyasadan beklemek yerine, planlı bir gelişmeyle kendisinin gerçekleştirmesi gerekmektedir. Buraya kadar yapılan açıklamalarla, elektrik üretim yatırımlarının sağlıklı olarak, ihtiyaç kadar ve zamanında gerçekleştirilebilmesi için, yasal düzenlemelerin yeterli olmadığı ve mevcut yasal düzenlemelerin bu yatırımları tamamen özel yatırımcı şirketlerin insiyatifine bıraktığı ve aksamalar konusunda herhangi bir önlemin bulunmadığı ortaya konulmaya çalışılmıştır. Bir yatırımcıya verilmiş olan üretim lisansı, bu yatırımcıya elektrik üretimi yapma hakkı kazandırırken, aynı zamanda lisans hükümlerine göre belirlenmiş kapasiteyi yerine getirme sorumluluğunu da vermektedir. Eğer bu lisans kapsamındaki üretim tesisi zamanında bitirilemez ve bu nedenle yatırımcı şirket sistemde açık oluşmasına neden olursa, bu sorumluluğun kim tarafından yerine getirileceğinin tanımı şu an itibarıyla bulunmamaktadır. Neden olduğu sorumluluğu şirketin kendisi yerine getirmeli, gereken cezai yaptırım uygulanmalıdır. Şu an için Türkiye de, göreli olarak, elektrik üretim kapasitesi açığı olmasa da, ekonomik krizin etkisini kaybedip özellikle imalat sektörünün canlanmasıyla elektrik üretim kapasitesi açığı söz konusu olabilir. Elektrik enerjisinin kendine özgü olan anlık ihtiyaca göre üretilmesi gerekliliği kapasite açığının katlanılamaz olması demektir. Dolayısıyla bu konuda hata yapılmasının veya hataya neden olunmasının önüne geçmek için, yasal düzenlemeler ve gereken uygulamalar sağlıklı belirlenmeli ve bu konudaki süreç iyi yönetilmelidir. 19

26 Türkiye de santrallerin yapımı ile ilgili daha önce verilen bilgiler, elektrik üretiminin ve tüketiminin yıllara göre gelişimi ve kaynaklara göre dağılımına ilişkin aşağıda yer alan veriler, konuya neden bir kamusal planlama anlayışıyla yaklaşılması gerektiğini anlatmaktadır. Türkiye elektrik sisteminin yönetimi, bilindiği üzere bir devlet kuruluşu olan TEİAŞ tarafından gerçekleştirilmektedir. Sektörde faaliyet gösteren katılımcılar, doğal olarak, elektrik sisteminin gelişmesine ve görünür zamandaki geleceğine ilişkin verilere ulaşmak isteyeceklerdir. Ancak son zamanlarda istatistiksel bilgilerin derlenip yayımlanmasında ve elektrik sistemine ilişkin güncel gelişmelerin açıklanmasında büyük eksiklikler olduğu dikkati çekmektedir. Hatta daha önceden yayımlanan bilgilerin bir kısmı şimdi yayımlanmamaktadır. Oysa, mevcut durumda yürürlükte olan mevzuat gereği elektrik sistemiyle ilgili oldukça ayrıntılı bilgilerin kamuoyuna ve sektör katılımcılarına açıklanması zorunludur. Bu hususta en çarpıcı örnek, Şebeke Yönetmeliği nde kesin hüküm olarak yer almasına karşın, Elektrik İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Planı ve Elektrik Dağıtım Bölgelerinde On Yıllık Talep Tahmini şimdiye kadar hazırlanıp yayımlanmamıştır. Oysa, her iki çalışmaya hem sektör katılımcıları hem de kamuoyu tarafından ihtiyaç duyulmaktadır. Türkiye elektrik sektöründe piyasa yapısına geçilmesi ve devamında özelleştirme sürecinde ayrıntılı bilgi ihtiyacı artmış olması gerekir. Ancak serbest piyasa yapısı öncesine göre bile yayımlanan bilgilerde gelişme olmadığı gibi daralma olmuştur. Bu durum, sektörde yer alan ve yer almak isteyen birçok katılımcının gözünden kaçmaktadır. Birçok yatırımcı gerçekten bilgiye ihtiyaç duymamakta mıdır? Yoksa ihtiyacı olan bilgilere uygun olmayan bazı yollardan mı ulaşmaktadır? Türkiye de elektrik sektörünün temel yapısı TEİAŞ tarafından oluşturulduğu ve elektrik sisteminin işletilmesi de bu kurum tarafından gerçekleştirildiği için, elektrik sektörünün bütünü hakkında ayrıntılı bilgilerin de bu kurum tarafından derlenip kullanıcılara sunulması gerekir. Elektrik sisteminin bütünü hakkında tüm bilgilere ulaşmak, sadece sistem kullanıcılarının değil, ilgisi olan tüm vatandaşların ve meslek kuruluşlarının da hakkıdır. Sektöre ilgi gösteren yatırımcılar, elektrik sisteminin geleceğe yönelik gelişmeleri hakkında bilgilere sahip olmadan yatırım girişiminde bulunuyorlarsa ileride kendilerini nasıl tehlikelerin beklediğini hesap etmelidirler. Aşağıdaki tablo ve grafiklerde, Türkiye de elektrik üretim ve tüketiminin, ekonomide kriz yaşanmayan yıllarda hızla arttığı, yıllık artış hızın 1980 li ve 1990 lı yıllarda zaman zaman %11 seviyesinin üzerine çıktığı, son dönemde de ise bazı yıllarda %8 in üzerinde ve hatta 2011 de olduğu gibi % 9,4 e kadar ulaştığı görülmektedir yılı için öngörülen 255 milyar kwh lik tüketim tahmini beklenenin çok altında olmuş ve 2012 yılına göre %1,4 artarak 245,7 Milyar kwh olarak gerçekleşmiştir. Bu düşük artış oranının nedenleri ayrıca incelemeye değecek kadar ilginçtir. Şimdiye kadar olan yıllık ekonomik büyüme ile elektrik tüketimi arasındaki ilişki bu yılda kopmuştur. 20

27 Tablo 2.3 Türkiye Elektrik Üretimi ve Tüketimi ( ) Brüt Üretim (Milyon kwh) Önceki Yıla Göre Artış (%) Dış Alım (Milyon kwh) Dış Satış (Milyon kwh) Brüt Tüketim (Milyon kwh) Önceki Yıla Göre Artış (%) , , , ,9 11, , ,3 9, ,8 16,0 776, ,4 11, ,9 11,7 572, ,0 11, ,8 8,3 381, ,0 7, ,2 8,3 558, ,7 8, ,0 10,6 175,5 906, ,7 8, ,3 4,7 759,4 506, ,3 6, ,2 11,8 188,8 314, ,8 11, ,5 9,6 212,9 588, ,7 9, ,7 6,1 31,4 570, ,0 5, ,4 10,1 0,0 695, ,5 10, ,7 10,0 270,1 343, ,7 10, ,8 8, ,3 271, ,1 11, ,4 7, ,5 298, ,7 8, ,9 4, ,3 285, ,9 3, ,6 7, ,3 437, ,6 8, ,7-1, ,4 432, ,3-1, ,5 5, ,2 435, ,6 4, ,5 8, ,0 587, ,9 6, ,3 7,2 463, , ,5 6, ,2 7,5 635, , ,0 7, ,8 8,9 573, , ,3 8, ,1 8,7 864, , ,2 8, ,0 3,6 789, , ,2 4, ,9-1,8 812, , ,1-2, ,7 8, , , ,9 8, ,1 8, , , ,3 9, ,8 4, , , ,9 5, ,3-0, , , ,2 1,4 Kaynak: TEİAŞ 21

28 Bir Önceki Yıla Göre Artış (%) Türkiye nin Enerji Görünümü Şekil 2.1 Tüketime Sunulan Elektrik Enerjisi (GWh) ,0 10,0 8,0 9,99 10,80 11,32 8,06 8,26 7,18 8,61 8,80 8,43 9,44 6,49 6,28 6,0 4,0 3,91 4,48 4,26 5,24 2,0 1,37 0,0-2, ,09-2,02-4,0 Şekil 2.2 Türkiye Elektrik Tüketiminin Yıllara Göre Yüzdesel Değişimi ( ) 22

29 döneminde elektrik üretiminin kaynaklara göre dağılımı incelendiğinde, toplam termik kaynakların payının %56,1 den %71,6 seviyesine yükseldiği, buna karşılık toplam yenilenebilir kaynakların payının %43,9 dan %28,4 seviyesine düştüğü görülmektedir. Bu değişimde en çarpıcı gelişme, doğal gaz payının çok hızlı artması, hidrolik payının ise belirgin olarak azalmasıdır. Kömürden elektrik üretiminin payı ise toplam elektrik üretimi içinde azalma göstermiştir. Aslında, ithal kömür payı artış göstermesine karşın, yerli linyit ve taş kömürüne bağlı elektrik üretim miktarı artmadığı, dolayısı ile oran olarak azaldığı için kömürün toplam elektrik üretimi içinde payı gerilemiştir.diğer kaynaklar, miktar olarak çok küçük olduğu için toplam elektrik üretimi içinde düşük pay almaktadır. Ancak her bir kaynak kendi içinde değerlendirildiğinde son yıllarda özellikle rüzgar elektrik üretiminde önemli artış gerçekleşmiştir. 23

30 Tablo 2.4. Elektrik Enerjisi Üretiminin Enerji Kaynaklarına Göre Dağılımı ( ) KÖMÜR PETROL JEOTERMAL + DOĞAL GAZ ATIK TERMİK HİDROLİK ÜRÜNLERİ RÜZGAR YENİLENEBİLİR TOPLAM GWh % GWh % GWh % GWh % GWh % GWh % GWh % GWh % ,3 33,1 7046,8 23, ,1 56, ,3 43,9 22,1 0, ,4 43, , ,8 43,9 7082,0 20,7 58,2 0, ,0 64, ,9 35,2 6,0 0, ,9 35, , ,3 49,0 7000,6 17,6 1340,7 3, ,6 70, ,6 29,9 43,6 0, ,2 30, , ,5 39,8 5495,6 12,4 2528,1 5, ,2 57, ,8 42,0 57,9 0, ,7 42, , ,6 26,0 3304,7 6,9 3239,5 6, ,8 39, ,6 60,3 68,4 0, ,0 60, , ,5 38,9 4247,5 8,2 9524,0 18, ,0 65, ,6 34,5 62,6 0, ,2 34, , ,3 35,1 3941,7 6, ,3 17, ,3 59, ,6 40,2 80,1 0, ,7 40, , ,5 35,8 3293,2 5, ,6 20,9 38,4 0, ,7 62, ,3 37,7 81,3 0, ,6 37, , ,8 36,5 5273,0 7, ,7 16,1 47,1 0, ,6 60, ,0 39,5 69,6 0, ,6 39, , ,9 32,2 5174,5 7, ,2 14,6 56,4 0, ,0 53, ,9 46,0 77,6 0, ,5 46, , ,7 36,0 5548,8 7, ,3 17,6 50,9 0, ,7 60, ,9 39,1 79,1 0, ,0 39, , ,9 32,5 5772,0 6, ,3 19,2 222,3 0, ,5 58, ,9 41,2 86,0 0, ,9 41, , ,6 32,1 6539,6 6, ,2 18,1 175,4 0, ,8 57, ,2 42,7 83,7 0, ,9 42, , ,0 32,8 7157,3 6, ,6 21,4 294,0 0, ,9 61, ,1 38,5 82,8 0, ,9 38, , ,5 32,1 7923,3 7, ,5 22,4 254,6 0, ,9 61, ,0 38,0 90,5 0, ,5 38, , ,9 31,8 8079,5 6, ,9 31,2 204,7 0, ,0 70, ,5 29,8 101,4 0, ,9 29, , ,3 30,6 9310,8 7, ,9 37,0 220,2 0, ,2 75, ,5 24,7 108,9 0, ,4 24, , ,5 31, ,2 8, ,2 40,4 229,9 0, ,8 80, ,9 19,6 152,0 0, ,9 19, , ,1 24, ,8 8, ,5 40,6 173,7 0, ,1 73, ,8 26,0 152,6 0, ,4 26, , ,9 22,9 9196,2 6, ,0 45,2 115,9 0, ,0 74, ,5 25,1 150,0 0, ,5 25, , ,6 22,9 7670,3 5, ,8 41,3 104,0 0, ,7 69, ,7 30,6 150,9 0, ,6 30, , ,5 26,7 5482,5 3, ,9 45,3 122,4 0, ,3 75, ,5 24,4 153,4 0, ,9 24, , ,5 26,5 4340,4 2, ,2 45,8 154,0 0, ,1 74, ,2 25,1 220,5 0, ,7 25, , ,9 27,9 6526,8 3, ,8 49,6 213,7 0, ,2 81, ,8 18,7 511,1 0, ,9 19, , ,6 29,1 7518,5 3, ,3 49,7 219,9 0, ,3 82, ,8 16,8 1008,9 0, ,7 17, , ,1 28,6 4803,5 2, ,7 49,3 340,1 0, ,4 80, ,4 18,5 1931,1 1, ,5 19, , ,4 26,1 2180,0 1, ,7 46,5 457,5 0, ,6 73, ,5 24,5 3584,6 1, ,1 26, , ,9 28,9 903,6 0, ,6 45,4 469,2 0, ,3 74, ,6 22,8 5418,2 2, ,8 25, , ,1 28,4 1638,7 0, ,2 43,6 720,7 0, ,7 73, ,0 24,2 6760,1 2, ,1 27, , ,1 25,4 4522,4 1, ,0 43,8 1054,5 0, ,0 71, ,8 24,8 8791,5 3, ,3 28, ,3

31 Şekil 2.3 Toplam Elektrik Üretiminin Kaynaklara Göre Gelişimi Şekil 2.4 Toplam Elektrik Üretiminde Termik ve Hidrolik Paylar 25

32 Şekil 2.5 Toplam Elektrik Üretiminde Kaynakların Paylarının Gelişimi 2.2 Elektrik Talep Tahmini ve Üretim Kapasite Projeksiyonları Türkiye elektrik enerjisi uzun dönem talep tahmin çalışmalarının, 6446 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve 3154 Sayılı ETKB Kuruluş ve Görevleri Hakkında Kanun da Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yapılacağı hükme bağlanmıştır. Ancak tarihinde değiştirilerek, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Görev ve Yetkileri Hakkında Kanun olan eski Elektrik Piyasası Kanunu nun ilk halinde elektrik enerjisi talep tahminlerinin elektrik dağıtım bölgeleri için hazırlanıp TEİAŞ tarafından sonuçlandırıldıktan sonra EPDK tarafından onaylanacağı belirtilmiştir. Her yıl hazırlanması gereken Elektrik Enerjisi Üretim Kapasite Projeksiyonu çalışmasında, bu talep tahminlerinin kullanılması gerektiği hükme bağlanmış ve ikincil mevzuatta da bu hükmün uygulanması açıklanmıştır. Ancak, 4628 sayılı EPK nın uygulanmaya başlandığı ilk yıllarda elektrik dağıtım bölgeleri tarafından bölgesel elektrik talep tahminleri hazırlanması gerçekleştirilememiş, bir süre sonra da Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ne bir geçici madde eklenerek elektrik dağıtım bölgeleri için dağıtım şirketleri tarafından bölgesel talep tahminleri hazırlanıncaya kadar ETKB tarafından hazırlanan talep serilerinin kullanılacağı değişikliği yapılmıştır Sayılı EPK içeriğinde buna ilişkin kesin bir hüküm bulunmamakla birlikte, EPDK kuruluş kanunu olarak değiştirilen 4628 Sayılı Kanun'da EPDK nın görevleri arasında, Elektrik Üretim Kapasite Projeksiyonu nun TEİAŞ tarafından hazırlanacağı ve bu çalışmada elektrik dağıtım şirketleri tarafından bölgeleri için hazırlanıp TEİAŞ tarafından sonuçlandırıldıktan sonra EPDK tarafından onaylanan talep tahminlerinin kullanılacağı hükmü korunmuş durumdadır. 10 yıldan fazla süre ile hayata geçirilemeyen bir kanun hükmünün halen korunması anlaşılmazdır. 26

33 Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı uzun dönem enerji talep tahmin çalışmalarını yapmakta, bu çalışma içinde elektrik talep tahmini de belirlenmektedir. Ülke genel toplamı için yapılan bu talep tahmini çalışmalarında pek çok veri kullanılmaktadır. GSMH büyüme beklentileri/hedefleri, nüfus artış hızı beklentisi, kentleşme oranı beklentisi, toplam sanayi gelişme beklentisi ve bazı sanayi alt kollarının gelişme beklentisi esas olan ana veri gruplarıdır. Bu çalışmaların sonuçları, enerji ve elektrik tahminleri yanı sıra ileriye yönelik kalkınma hedeflerinin enerji ve elektrik tüketimine etkileridir. Hesaplama yöntemi olarak, ülke toplam talep tahmini belirlenmekte ve gerektiğinde sektörel ve bölgesel talep tahminleri de elde edilmektedir. Hesaplamada tümdengelim yaklaşımı kullanılmaktadır Sayılı Kanun da korunan hükme göre, elektrik dağıtım bölgeleri için ayrı ayrı olarak belirlenmesi beklenen talep tahminlerine elektrik iletim sistemine doğrudan bağlı tüketicilerin talepleri de birleştirilmek suretiyle toplam elektrik talep tahmini hesaplanması öngörülmektedir. Dolayısıyla bu, tümevarım yaklaşımıdır. Matematiksel olarak düşünüldüğünde, aynı veriler ve varsayımlar kullanıldığında her iki yaklaşımdan da aynı sonucun elde edilmesi beklenir. Ancak, halen uygulanan tümdengelim yaklaşımı ile uygulanması beklenen tümevarım yaklaşımı arasındaki en temel farklardan biri; halen uygulanan yaklaşımda, ülke beklenti ve hedefleri doğrultusunda toplam enerji ve bunun içinde elektrik talebinin hesaplanmasının yapılmasıdır. Buna karşın, uygulanamayan ama uygulanması beklenen yaklaşımda ise diğer enerji tüketim beklentilerinden bağımsız olarak sadece elektrik talebinin hesaplanmasıdır. Türkiye de bu kanun öncesi dönemlerde talep tahmini çalışmalarında tümdengelim yaklaşımı uygulanmıştır. Geçmiş yıllarda yapılan talep tahminlerinin gerçekleşen değerler ile karşılaştırılması yapıldığında, çalışma döneminin ilk yıllarında oldukça isabetli tahminlerin yapıldığı görülmektedir. Bu çalışmalarda bilgi birikimi, veri tabanı ve deneyimler olduğu için çalışmaların sonucu daha kabul edilebilir ve ülke hedeflerine uyumlu sonuçlara ulaşılabilmektedir. Uzun yıllar boyunca da bu yaklaşım ile talep tahmini çalışmaları gerçekleştirilmiştir. Yukarıda da söz edildiği gibi bu çalışmalar, veri yoğun olup, enerji ve elektrik talep tahminleri çok fazla parametreye bağlıdır. Ülke geneli için bu parametrelere ilişkin veriler bulunmaktadır. Aynı verilerin bölgesel veya sektörel dağılımının bulunması oldukça zordur ya da imkansızdır. Ayrıca, genel enerji talebinden bağımsız olarak elektrik talep tahmini yapacak bilgi de bulunmamaktadır. Elektrik enerjisi talep tahmini çalışmaları için yaklaşım yönteminin yasa ile değiştirildiği 2003 yılından 2013 yılına kadar dağıtım bölgeleri için, talep tahmini çalışmaları yapılamamıştır. Elektrik talep tahminlerinin diğer ülkelerde nasıl ve hangi yöntemler ile gerçekleştirildiği incelendiğinde; - Tamamı elektriklenmemiş ülkelerde elektrik talep tahmininin, ekonomik büyüme ve nüfus artışı ile doğrudan ilişkili olduğu, talep tahmini çalışmalarının ülke geneli için yapıldığı, - Tamamı elektriklendirilmiş olan az gelişmiş ülkelerde talep artışı ile ekonomik büyüme ve nüfus artışı yanı sıra, sanayi büyüme beklentileri ile doğrudan ilişkili olduğu ve bu çalışmaların ülke geneli için yapıldığı, 27

34 - Gelişmekte olan ülkelerde yukarıdaki parametrelerin yanı sıra, hizmet ve ulaştırma sektörlerindeki büyüme beklentilerinin de elektrik talebi ile doğrudan ilişkili olduğu, talep çalışmalarının yine ülke geneli için yapıldığı, - Gelişmiş ülkelerde ise nüfus artışı yavaş, sanayi büyüme beklentisi sabit ya da çok düşük olduğu ve talep ile ilişkilerinin çok düşük, buna karşılık elektrik talebinin günlük yaşamı etkileyen unsurlar ile çok yoğun ilişkisi olduğu için elektrik talebi ile genel enerji talebi arasındaki ilişki çok zayıf olabilmektedir. İngiltere, Fransa, Almanya, İskandinav ülkeleri, Japonya, ABD'nin (büyük bir kısmı) aralarında olduğu gelişmiş ülkelerde yine, ya ülke geneli için ya da kendi içlerinde bölgeler için elektrik talep tahmini çalışmaları gerçekleştirilmektedir. Bu ülkelerin elektrik tüketiminde beklenen artış yıllık %2 dolayındadır. Gelişmiş ülkelerde genellikle elektrik altyapıları tamamlanmış olduğu için sadece yenileme yatırımları yapılmakta, dolayısı ile talep tahminleri yeni altyapı yatırımları için baz olarak çok fazla dikkate alınmamaktadır. Sonuç olarak, elektrik talebinin genel enerji talebi, ülke ekonomik büyüme hedefleri, toplam nüfus artışı ve hareketi, diğer altyapı yatırımları ile doğrudan ve yoğun ilişkili olması nedeni ile bu çalışmanın ülke toplamı için gerçekleştirilmesi ve uygulanan ülke politikaları da göz önünde bulundurularak bölgeler için genişletilmesi yerinde olacaktır. Mevzuatta öngörüldüğü, ancak 10 yıllık bir süre içinde uygulanamayan bölgelere göre elektrik talep tahmini yapılması yaklaşımının terk edilerek ülke geneli için ETKB tarafından yapılan talep tahmini çalışmasının değerlendirilmesi uygun olacaktır. Mevzuata göre, 20 yıllık uzun dönem talep tahminleri ETKB tarafından hazırlanacak ve elektrik enerjisi uzun dönem planlama çalışması için kullanılacaktır. Ancak, bu planların uygulanması konusunda kesin bir hüküm bulunmamaktadır. 10 yıllık elektrik iletim ve dağıtım yatırımları için ise her bir elektrik dağıtım bölgesi için hazırlanan, TEİAŞ tarafından sonuçlandırılan ve EPDK tarafından onaylanan talep tahminlerinin kullanılacağı hüküm altına alınmıştır. Türkiye de elektrik sisteminde yüksek oranda büyüme beklendiği için bu gelişme, diğer sektörlerdeki gelişmeden ve genel enerji talebinden bağımsız olarak elektrik enerjisi talebi hazırlanamayacağı için talep çalışmaları ülke geneli için ve bu bölümün başında belirtilen parametrelere bağlı olarak gerçekleştirilmelidir. Bölgesel gelişmeler de bu çalışmadan hareketle belirlenmeli, elektrik iletim ve dağıtım yatırımları için de bu çalışmalar kullanılmalıdır. Bölgeler için elektrik enerjisi talep tahmini çalışması dağıtım şirketleri tarafından belirlenemeyecektir, yapılacak çalışmaların toplamı ise ülke gerçek talep tahmini ile örtüşmeyecektir. Şimdiye kadar EPDK ve TEİAŞ tarafından yayımlanmış bölgelere göre elektrik enerjisi talep değerleri bulunmadığı için burada yer verilememektedir. Eskiden beri ETKB tarafından ülke toplamı için yapılan talep tahmini çalışmalarından en son hazırlanan ve TEİAŞ tarafından yayımlanmış olan Elektrik Enerjisi Üretim Kapasite Projeksiyonu için kullanılan seriler aşağıda gösterilmiştir. 28

35 GWh Türkiye nin Enerji Görünümü Tablo 2.5 Elektrik Enerjisi Talep Artışı BAZ TALEP SERİSİ YÜKSEK TALEP SERİSİ DÜŞÜK TALEP SERİSİ YIL PUANT ENERJİ PUANT ENERJİ PUANT ENERJİ TALEP TALEBİ TALEP TALEBİ TALEP TALEBİ MW Artış (%) GWh Artış (%) MW Artış (%) GWh Artış (%) MW Artış (%) GWh Artış (%) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,4 Not : 2014 yılı talep artışı için 2013 yılı gerçekleşen değerler kullanılmıştır Şekil 2.6 Elektrik Enerjisi Talep Serileri BAZ TALEP SERİSİ YÜKSEK TALEP SERİSİ DÜŞÜK TALEP SERİSİ 29

36 DEĞERLENDİRME: Elektrik enerjisi talep tahmini çalışması ve bu tahminler çerçevesinde uygulamalar yapma konusunda EPDK yetkili değildir. Yukarıda da söz edildiği üzere EPDK, elektrik piyasası için düzenleyici ve denetleyici bir kurumdur. İleriye yönelik gelişmelerin nasıl olacağı, hangi kaynakların kullanılacağı, yatırımlara nasıl yön verileceği konusunda bir yetkisi bulunmamaktadır. İleriye yönelik olarak elektrik sektöründe gelişmelerin belirlenmesi, kaynak kullanımı politikalarının oluşturulması, stratejilerin hayata geçirilmesi, EPDK'nın görev ve yetki alanı dışında olup, tamamen siyasi otoriteye aittir. Bütün bunlar ETKB tarafından yerine getirilmelidir. Bu çerçevede, EPDK tarafından yapılmış olan talep tahminlerinin bir anlamı yoktur. Bu nedenle, talep tahminlerinde ETKB ile EPDK tahminlerinin karşılaştırılması uygun görülmemektedir. 2.3 Sektörde Özelleştirme Politikaları Enerji sektöründe son otuz yılda izlenen özelleştirme politikalarındaki önemli tarihler ve gelişmeler, TMMOB Elektrik Mühendisleri Odası Enerji Birimi Koordinatörü ve TMMOB Özelleştirme ve Sonuçlarını Takip Komisyonu Başkanı Olgun Sakarya'nın, TMMOB 9.Enerji Sempozyumunda sunduğu "Enerji Özelleştirmeler ve Serbestleşme Uygulamaları" başlıklı bildiriden hareketle, aşağıda özetlenmiştir. Önemli Tarihler: Sayılı KHK, KİT ler tanımlandı, 3096 Sayılı Yasa, TEK in tekel statüsü kaldırıldı /4789 Sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile TEK ikiye bölündü Sayılı Yasa, Yap-İşlet-Devret Modeli Sayılı Yasa, Yap-İşlet Modeli Sayılı Yasa, Anayasa Mad. 47, 125 ve 155 değişiklik, 4492 Sayılı Yasa, Danıştay Kanunda değişiklik, 4493 Sayılı Yasa, Elektrik üretim-iletim-dağıtım ve ticaret 3996 ya eklendi Sayılı Yasa, Tahkim getirildi Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu Yapılan bu düzenlemeler sonrasında elektrik enerjisi sektöründe kurumsal yapı, aşağıda yer alan Şekil 2.7 deki gibi oluşmuştur. 30

37 Serbestleştirme ve Özelleştirme Uygulamaları Özel sektörün elektrik piyasasına girmesine izin verilmesi (1984 yılı 3096 sayılı yasa) TEK (Üretim, İletim, Dağıtım ve Perakende) TEK in bölünmesi. Dağıtımın, üretim ve iletimden ayrılması ( ) TEAŞ (Üretim ve İletim) TEDAŞ (Dağıtım ve Perakende) 4628 sayılı Elektrik Piyasası Yasası ve TEAŞ ın bölünmesi (2001) EÜAŞ (Üretim) TEİAŞ (İletim) TETAŞ (Top.Sat.) Bölgesel dağıtım şirketlerinin kurulması ( ) Dağıtım özelleştirme sürecinin başlaması (2008) 20 Bölge (Dağıtım) 1 Bölge (Kayseri Elk.AŞ) 8 Şekil 2.7 Elektrik Sektöründe Kurumlar Tedaş Özelleştirmeleri Dağıtım sektöründe faaliyet gösteren ve aşağıda adları ve kapsadığı iller belirtilen bölgesel elektrik dağıtım şirketlerinin tamamı özelleştirilmiştir. Tablo 2.6 Tedaş Özelleştirmeleri ÖZELLEŞTİLEN ELEKTRİK DAĞITIM ŞİRKETLERİ Aydem Başkent Sakarya Kayseri Meram Osmangazi Uludağ Çamlıbel Kapsadığı İller Aydın, Denizli, Muğla Ankara, Çankırı, Kırıkkale, Karabük, Zonguldak, Kastamonu, Bartın Sakarya, Bolu, Düzce, Kocaeli Kayseri Konya, Karaman, Aksaray, Niğde, Nevşehir, Kırşehir Afyonkarahisar, Bilecik, Eskişehir, Kütahya, Uşak Balıkesir, Bursa, Çanakkale, Yalova Sivas, Tokat, Yozgat 31

38 Çoruh Yeşilırmak Göksu Fırat Trakya Vangölü Dicle Gediz Boğaziçi Toroslar Akdeniz İstanbul Anadolu Y. Aras Artvin, Giresun, Gümüşhane, Rize, Trabzon Amasya, Çorum, Ordu, Samsun, Sinop Kahramanmaraş, Adıyaman Bingöl, Elazığ, Malatya, Tunceli Edirne, Kırklareli, Tekirdağ Bitlis, Hakkari, Muş, Van Diyarbakır, Mardin, Siirt, Şanlıurfa, Batman, Şırnak İzmir, Manisa İstanbul Avrupa Yakası Adana, Gaziantep, Hatay, Kilis, Mersin, Osmaniye Antalya, Burdur, Isparta İstanbul Anadolu Yakası Erzincan, Erzurum, Bayburt, Kars, Ardahan, Iğdır, Ağrı Kaynak: TEDAŞ Özelleşen bölgesel dağıtım şirketlerinin özelleştirme bedelleri Tablo 2.7 de, devir alan şirketlerin sahibi olan gruplar ise Şekil 2.8 de verilmiştir. Tablo 2.7 Özelleşen Dağıtım Şirketlerinin Devir Tarihleri ve Bedelleri Serbestleştirme ve Özelleştirme Uygulamaları DAĞITIM ŞİRKETLERİ DEVİR TARİHİ DEVİR EDİLEN FİRMA DEVİR BEDELİ (Milyon $) Aydem EDAŞ - (3 İl) 15/08/2008 Aydem Güneybatı And. Ener.AŞ 110,00 Başkent EDAŞ - (7 İl) 28/01/2009 HÖSabancı +Verbund+Enerjisa OGG 1.225,00 Sakarya EDAŞ - (4 İl) 11/02/2009 Akcez OGG (Akenerji+CEZ) 600,00 Kayseri ve Civ. Elektrik TAŞ 15/07/2009 Kayseri ve Civarı Elk.TAŞ 0,00 Meram EDAŞ - (6 İl) 30/10/2009 Alsim Alarko AŞ. (Alarko+Cengiz) 440,00 Osmangazi EDAŞ - (5 İl) 02/06/2010 Eti Gümüş AŞ. 485,00 Uludağ EDAŞ - (4 İl) 03/09/2010 Limak İnş.AŞ. (Limak+Kolin+Cengiz) 940,00 Çamlıbel EDAŞ - (3 İl) 03/09/2010 Kolin İnş.AŞ (Kolin+Limak+Cengiz) 258,50 Çoruh EDAŞ - (5 İl) 01/10/2010 Aksa Elk.Perakende Satış AŞ 227,00 Yeşilırmak EDAŞ - (5 İl) 30/12/2010 Çalık Enerji San.Tic.A.Ş. 441,50 Göksu EDAŞ - (2 İl) 31/12/2010 AKEDAŞ Elk.Dağ.AŞ 60,00 Fırat EDAŞ - (4 İl) 06/01/2011 Aksa Elk.Perakende Satış AŞ 230,25 Trakya EDAŞ - (3 İl) 03/01/2012 IC İçtaş İnş.San.Tic. A.Ş. 575,00 Boğaziçi EDAŞ - (İst. Avr.Yak.) 28/05/2013 Cengiz-Kolin-Limak OGG 1.960,00 Akdeniz EDAŞ - (3 İl) 28/05/2013 Cengiz-Kolin-Limak OGG 546,00 Gediz EDAŞ - (2 İl) 29/05/2013 Elsan-Tümaş-Karaçay OGG 1.231,00 Dicle EDAŞ - (6 İl) 28/06/2013 İşkaya Doğu OGG 387,00 Aras EDAŞ - (7 İl) 28/06/2013 Kiler Alış Veriş Hizmet. Gıda AŞ 128,50 Vangölü EDAŞ - (4 İl) 26/07/2013 Türkerler İnş.Tur. Maden.Enj. Üret. Tic.ve San.A.Ş. 118,00 AYEDAŞ (İst. And. Yak.) 31/07/2013 Enerjisa Elektrik Dağıtım A.Ş ,00 Toroslar EDAŞ - (6 İl) 30/09/2013 Enerjisa Elektrik Dağıtım A.Ş ,00 TOPLAM ,75 32

39 Şekil 2.8 Özelleşen Dağıtım Şirketlerini Devir Alan Gruplar Sektör Özel Tekellere Devrediliyor! Elektrik üretimi, toptan satışı ve dağıtımında, rekabet getireceği gerekçesiyle kamu varlığı özelleştirmeler eliyle yok edilirken, dağıtımda tek bir özel sektör şirketler grubunun, sektörün %30 unu kontrol altında tutabilmesi, rekabet hukukuna uygun görülebilmektedir. Belli başlı birkaç grup, gruba bağlı farklı şirketler eliyle, sadece elektrik dağıtımında değil, üretimi ve tedariki alanlarında da faaliyet göstererek yatay ve dikey bütünleşme ile hakimiyet tesis etmeyi amaçlamaktadır. Kamu tekeli yerini hızla, az sayıda özel tekele bırakmaktadır. Halen, iki grubun elektrik dağıtımında payı %60 düzeyindedir. Ulus ötesi enerji şirketlerinin bir çoğu Türkiye de faaliyete başlamış olup, faal özel sektör şirketleriyle birleşmeler, devralmalar da gündemdedir. Bu beklenti, başta EPDK olmak üzere, sektör yetkililerince de, enerji sektöründe konsolidasyon olacak denerek dile getirilmektedir Santral Özelleştirmeleri EÜAŞ ın MW olan kurulu gücünün, bazı santrallerin tek başlarına, bazı santrallerin ise gruplar halinde özelleştirilmesi ile üçte ikisi oranında, MW lık bölümünün satılması öngörülüyor. 33

40 Bu kapasitenin özelleştirilmesi halinde, kamunun elinde kalacak kurulu güç, yalnızca bazı HES lerden oluşan 9574 MW olacaktır. Seyitömer, Kangal ve Hamitabat Termik Santralleri özel sektöre devredilmiştir. Çatalağzı, Kemerköy, Yeniköy ve Yatağan Termik Santralleri de özelleştirme kapsamına alınmış, ihale ilanları yayımlanmış, öngörülen ilk ihale tarihleri ise Nisan ayına ertelenmiştir. Özelleştirilen Seyitömer, Kangal ve Hamitabat Termik Santralleri ile ilgili bilgiler Tablo 2.8'de, özelleştirme sürecinde olan Çatalağzı, Kemerköy, Yeniköy ve Yatağan Termik Santralleri ile ilgili bilgiler de Tablo 2.9'da verilmiştir. Tablo 2.8 Özelleştirilen Termik Santrallerle İlgili Bilgiler Serbestleştirme ve Özelleştirme Uygulamaları SANTRAL HAMİTABAT (Kırklareli) SEYİTÖMER (Kütahya) KANGAL (Sivas) Yakıt Türü Ünite Sayısı Kurulu Gücü (MW) Son Teklif Verme Tarihi (ilk) Son Teklif Verme Tarihi (I.uzatma) Son Teklif Verme Tarihi (II.uzatma) Son Teklif Verme Tarihi (III.uzatma) Nihai Pazarlık Tarihi Nihai Teklif Sahibi Firma Nihai Teklif Fiyatı (USD-$) R.G. Tarih/Sayı - ÖYK Kararı Özel Sektöre Devir Tarihi Doğalgaz Linyit Linyit ,0 600,0 457, Limak Doğalgaz Elektrik Üretim A.Ş. Çelikler Taahhüt İnşaaat ve Sanayi A.Ş Konya Şeker San.ve Tic.A.Ş - Siyahkalem Mühendislik İnş.San.ve Tic.Şti. OGG US$ US$ US$

41 Tablo 2.9 Özelleştirme Sürecindeki Termik Santrallerle İlgili Bilgiler Serbestleştirme ve Özelleştirme Uygulamaları SANTRAL KEMERKÖY (Muğla) YENİKÖY (Muğla) ÇATALAĞZI (Zonguldak) YATAĞAN (Muğla) Yakıt Türü Linyit Linyit Taşkömürü Linyit Kurulu Gücü (MW) Yılı Üretimi (kwh) Yılı Üretimi (kwh) Yılı Üretimi (kwh) Yılı Üretimi (kwh) Yılı Üretimi (kwh) Yılı Üretimi (kwh) Yılı Üretimi (kwh) Yılı Üretimi (kwh) Yılı Üretimi (kwh) Yılı Üretimi (kwh) Varlık Şatışı-İşletme Varlık Şatışı-İşletme Varlık Şatışı-İşletme Özelleştirme Yöntemi Varlık Satışı Hakkının Verilmesi Hakkının Verilmesi Hakkının Verilmesi ÖYK Kar.RG.Tarih/Sayı İhale (Önyeterlilik ve Son Teklif Verme) Tarihi Elektrik Enerjisi Tüketim ve Hizmet Bedelleri Elektrik Dağıtımının Özelleştirmesinin Getirdikleri Güvence Bedeli Kullanım yerinin değişmesi ve/veya perakende satış sözleşmesinin sona ermesi veya sözleşmenin feshi halinde, müşterinin elektrik enerjisi tüketim bedelini ödememesi ihtimaline karşılık olarak, borcuna mahsup etmek üzere güç üzerinden alınan bir bedeldir. EPDK tarafından Elektrik Piyasası Endeksi (EPE) veya TÜFE değişim oranları dikkate alınarak belirlenmesi gereken bu bedel, 2011 yılı için 2010 yılına göre yüzde 27,1 artırılarak onaylanmıştır. EPDK tarafından tarih 259/2 sayılı Kurul Kararı ile yapılan düzenlemede, Güvence Bedeli Alınmayan Müşteriler sırasıyla; 1606 sayılı Bazı Dernek ve Kurumların Bazı Vergilerden, Bütün Harç ve Resimlerden Muaf Tutulmasına İlişkin Kanunda adı geçen kurum ve kuruluşlardan, 1050 sayılı Muhasebe-i Umumiye Kanununa tabi genel ve katma bütçeli kurum ve kuruluşlardan Sayıştay vizesine tabi olanlardan, Belediyelerden (belediyelerin iktisadi kuruluşları ile bağlı ortaklık ve kuruluşları hariç), Kamu spor görevini yüklenmiş resmi kuruluşların spor tesislerinden, İbadethane aydınlatmasından, 35

42 Genel aydınlatmadan, Ön ödemeli sayaç tesis eden müşteriden şeklinde sıralanmıştır. EPDK, tarih 610 sayılı Kurul Kararı ile Güvence Bedeli Alınmayan Müşteriler sıralamasını; Ön ödemeli sayaç tesis eden müşterilerden, 12/04/2002 tarihli ve 2002/4100 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı kapsamındaki ibadethaneler ile genel aydınlatma yerlerine (il, ilçe, belde ve köylerdeki cadde ve sokak ile kamuya ait ücretsiz girilen park ve bahçe gibi halka açık yerlere) ilişkin aboneliklerden, Bulunduğu bölgedeki dağıtım şirketi tarafından hizmet götürülemeyen elektrik üretim santralleri ile Türkiye Elektrik İletim A.Ş.nin indirici şalt sahalarında tek noktadan ölçüm yapılan farklı tüketici gruplarının bulunduğu (mesken, resmi daire, aydınlatma vb.) ve iç ihtiyaç tüketimi olarak kabul edilen tüketim noktaları aboneliklerinden şeklinde değiştirmiştir. Bu değişiklikler sonunda; Türkiye Kızılay Derneği, Türk Hava Kurumu, Sosyal Hizmetler ve Çocuk Esirgeme Kurumu, Yeşilay Derneği, Darülaceze ve Darüşşafaka Cemiyeti gibi derneklerden, Belediyelerden, 1050 sayılı Muhasebe-i Umumiye Kanununa tabi genel ve katma bütçeli kurum ve kuruluşlardan Sayıştay denetimine tabi olanlardan, Kamu spor görevini yüklenmiş resmi kuruluşların spor tesislerinden, Güvence Bedeli Alınması uygulaması başlamıştır Sayaç Sökme Takma Bedeli 2010 yılı sonuna kadar, abone sayaçlarının muayene, ayar, kalibrasyon, periyodik bakım ve sayacın sökülüp takılması gibi işlemler, Bilim, Sanayi ve Teknoloji (Sanayi ve Ticaret) Bakanlığı tarafından yayımlanan Su, Elektrik ve Doğalgaz Sayaçlarının Tamir ve Ayar Ücret Tarifesi Hakkında Tebliğ ekinde yer alan ücretlere göre yapılmıştır 2010 yılı için, Sanayi ve Ticaret Bakanlığınca belirlenen bedeller üzerinden sayacın yerinden sökülüp takma masrafı ile sayaç için kullanılan damga teli ve kurşunun karşılığı olarak 12,5 TL bedel alınırken, 2010 yılının Eylül ayında Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği nde yapılan değişiklikle 2011 yılı için, EPDK tarafından belirlenen bedellerle, sayaç sökme ve takma işlemleri için ayrı ayrı olmak üzere 2x18,6 = 37,2 TL (yüzde 197,6 zamlı) alınması söz konusu olmuştur Bağlantı Bedeli Tüketiciden, dağıtım sistemine ilk bağlantı aşamasında bir defaya mahsus olmak üzere tahsil edilen bedeldir. EPDK tarafından Elektrik Piyasası Endeksi (EPE) veya TÜFE değişim oranları dikkate alı- 36

43 narak belirlenmesi gereken bu bedel, 2011 yılı için 2010 yılına göre yüzde 68 artırılarak onaylanmıştır Kesme - Bağlama Bedeli Tüketicinin çeşitli nedenlerle elektriğinin kesilmesi ve tekrar bağlanması halinde tüketiciden o işlem için tahsil edilen sabit bir bedeldir. EPDK tarafından Elektrik Piyasası Endeksi (EPE) veya TÜFE değişim oranları dikkate alınarak belirlenmesi gereken bu bedel, 2011 yılı için 2010 yılına göre yüzde 57,7 artırılarak onaylanmıştır PSH (Sayaç Okuma) Bedeli Perakende Satış Hizmet Bedel de yılından itibaren iki ayrı (PSH-Faturalama ve PSH- Sayaç okuma) faaliyet olarak ayrıştırılmıştır yılı sonuna kadar tek bileşen olarak tarifeye yansıyan bu faaliyet ayrıştırıldıktan sonra yüzde 157 oranında zamlanmıştır Kayıp / Kaçak Oranı Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliğinin 34. Maddesine ilave edilen 4. Fıkra ile Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından nihai teklifler alınmadan önce kamuya ait dağıtım şirketlerinin uygulama dönemi için belirlenmiş olan parametrelerinde değişiklik yapılmasının talep edilmesi halinde, söz konusu talep Kurul tarafından değerlendirilir hükmü getirildi. Bu karar doğrultusunda EPDK, tarih 4128 sayılı Kararı ile Dicle, Vangölü, Aras, Toroslar ve Boğaziçi Elektrik Dağıtım Şirketleri için yıllarına ait Kayıp Kaçak Hedef Oranlarını revize etti (Tablo 2.10). Tablo 2.10 Kayıp-Kaçak Oranları Serbestleştirme ve Özelleştirme Uygulamaları İle Bugün DAĞITIM ŞİRKETLERİNİN EPDK KURUL KARARI İLE ONAYLANMIŞ KAYIP-KAÇAK HEDEFİ ORANLARI (%) Dağıtım Şirketi Hedef Gerçek Hedef Hedef Hedef Revize Hedef Hedef Revize Hedef Hedef Revize Hedef Dicle EDAŞ 36,83 65,25 60,96 50,63 42,06 71,07 34,93 59,03 29,01 49,03 Vangölü EDAŞ 35,45 57,15 46,15 38,33 31,84 52,10 26,45 43,27 21,97 35,94 Aras EDAŞ 17,95 25,62 22,92 19,04 17,62 25,70 16,30 21,35 15,08 17,73 Çoruh EDAŞ 11,70 11,96 10,90 10,39 10,15 10,15 10,15 Fırat EDAŞ 10,95 12,58 12,59 11,65 11,11 10,59 10,09 Çamlıbel EDAŞ 8,74 7,01 7,72 7,36 7,02 6,92 6,92 Toroslar EDAŞ 9,06 7,90 9,38 8,94 8,52 11,80 8,12 11,25 7,74 10,72 Meram EDAŞ 8,43 9,50 8,59 8,28 8,28 8,28 8,28 Başkent EDAŞ 8,23 8,22 8,46 8,07 7,88 7,88 7,88 Akdeniz EDAŞ 7,84 9,94 8,86 8,45 8,05 8,02 8,02 Gediz EDAŞ 7,80 7,49 8,48 8,08 7,70 7,34 7,00 Uludağ EDAŞ 6,10 6,39 6,96 6,90 6,90 6,90 6,90 Trakya EDAŞ 6,24 6,85 7,70 7,70 7,70 7,70 7,70 AYEDAŞ 6,57 6,92 7,12 6,79 6,61 6,61 6,61 Sakarya EDAŞ 6,54 6,81 7,66 7,31 6,96 6,64 6,33 Osamangazi EDAŞ 6,48 6,92 7,21 7,21 7,21 7,21 7,21 Boğaziçi EDAŞ 10,57 10,89 9,12 8,69 8,28 10,76 7,90 10,26 7,57 9,78 Kayseri ve Civ.Elk.TAŞ 10,05 7,04 10,01 10,01 10,01 10,01 10,01 Aydem 7,49 8,65 9,80 9,34 8,90 8,49 8,09 Akedaş (Göksu EDAŞ) 11,76 7,31 10,03 10,03 10,03 10,03 10,03 Yeşilırmak EDAŞ 10,59 13,54 10,35 9,87 9,41 8,97 8,78 İlk ( ) Uygulama Dönemi İkinci ( ) Uygulama Dönemi 37

44 Alternatif Maliyet Oranı Elektrik dağıtım sektörünün yıllarını kapsayan ikinci uygulama dönemi için geçerli olacak Alternatif Maliyet Oranı %10,49 (reel ve vergi öncesi) olarak belirlenirken, kamu tekeli olan TEİAŞ ın iletim yatırımlarında dikkate alınan Alternatif Maliyet Oranı ise %9,93 (reel ve vergi öncesi) olmuştur Brüt Kar Marjı Tavanı Özelleştirilen ve özelleştirilecek olan dağıtım bölgelerindeki perakende satış şirketlerinin %2,33 olan Brüt Kar Marjı Tavanının yıllarında geçerli olmak üzere %3,49 olarak uygulanması Tarife Bileşenleri Tablo 2.11 de verilmiştir. Tablo 2.11 Tarife Bileşenleri TARİFE BİLEŞENLERİ - Mesken ( ) PERAKENDE NET ENERJİ TARİFESİ % 72,65 KAYIP/KAÇAK ENERJİTARİFESİ % 15,31 % DAĞITIM SİSTEMİ KULLANIM TARİFESİ7,95 PSH (Faturalama) TARİFESİ % 1,55 PSH (Sayaç Okuma)TARİFESİ İLETİM SİSTEMİ KULLANIM TARİFESİ % 2, Fiyatların Gelişimi döneminde elektrik fiyatlarının gelişimi Tablo 2.12 de verilmiştir. 38

45 Tablo 2.12 Elektrik Fiyatlarının Gelişimi Serbestleştirme ve Özelleştirme Uygulamaları İle Bugün Sonuç Özelleştirmeler sonrasında özel sektör tarafından yapılacağı ifade edilen yenileme ve genişleme yatırımı harcamaları, beklentinin aksine önceki dönem ve yıllara göre artmış ve tarifeler yoluyla tüketiciye yansı(tıl)mıştır. Bu noktada altı çizilmesi gereken konu, özelleştirmeler ile özel sektör kendisinde var olan sermayeyi yatırıma dönüştürmeyip, bizzat faturalar aracılığıyla tüketicilerden tahsil ettiği kamu kaynağıyla bu yatırımları gerçekleştirme yoluna gitmektedir. Özellikle tarife metodolojisi içerisinde yatırımlar için, şirketlerin kullandığı kredilerin faizlerinin bile tarife yoluyla tüketicilerden tahsil edilmesinin öngörüldüğü dikkate alındığında, özelleştirme için ortaya atılan yatırıma kaynak ihtiyacı iddiasının hiçbir geçerliliğinin olmadığı açıkça ortaya çıkmaktadır. Dağıtım tesisi yatırımlarının teknik, ekonomik ve fiziki yeterlilikleri denetimden yoksun bırakılmıştır. Denetim sorunu halen sürmekte, denetim işinin özelleştirilmesi için arayışlar sürdürülmektedir. Ne yazık ki elektrik dağıtım ve elektrik üretim tesisleri için özelleştirme süreciyle ortaya çıkan denetimsizlik ortamı, ülkemize gelecek yıllar için ciddi bir tehdit yaratmaktadır. Özelleştirmenin temel hedeflerinden biri olarak sunulan kayıp/kaçak miktarında azalma iddiası ise tamamen çürümüştür. Kayıp kaçak hedefleri tüketici üzerine yük olacak şekilde ve kabul edilemeyecek nedenlerle artırılmıştır. Ne yazık ki özelleştirme ihalelerinin, şirketlerin kayıp kaçak hedef öngörüleri dahi alınmadan gerçekleştirildiği ortaya çıkmıştır. Dağıtım şebekesi varlıklarının verimli işletileceğine yönelik söylemler, bugün için karşılıksız kalmıştır. Teknik kalitenin artırılması, tüketiciye yük olma pahasına tarifeye yansıtılan daha fazla dağıtım tesisi 39

46 yatırımı yapılarak sağlanmaya çalışılmış, periyodik bakım onarım çalışmalarına yeteri kadar önem verilmemiştir. Elektrik dağıtım sistemine sunulan elektrik enerjisinin tedarik sürekliliği göstergelerine esas oluşturan, tüketici başına kesinti süresi ve sayısı kamuoyu denetiminden uzak dağıtım şirketi beyanına bırakılmıştır. Elektrik Dağıtım Özelleştirmeleri; 4628 sayılı Yasa da belirtilen ucuzluk yerine, Elektrik Tarifeleri, Hizmet Bedelleri ve Uygulamaya esas düzenlemeler ile pahalılık getirmiş, tüketiciden dağıtım şirketlerine mali kaynak aktarmanın yasal yolunu oluşturmuştur. Geçmişte yaşanan ve ekonomik anlamda ülkemize pahalıya mal olan benzer özelleştirme uygulamaları halen belleklerimizde yerini korurken, Ucuz ve güvencesiz iş gücünün çalışanlar üzerinde yarattığı sosyal yaralar, Verimlilik adı altında istihdamın düşürülmesiyle yaratılan işsizlik, Ucuz ve güvencesiz iş gücü nedeniyle ticari ve teknik hizmet kalitesinde yaşanan olumsuzluklar, Denetimsizliğin yarattığı kaynak israfı ve tüketiciye yansıyan yükü göz önüne alınarak özelleştirme uygulamalarından acilen vazgeçilmesi ve iktidar etkilerinden arındırılmış merkezi kamusal bir yapının yeniden kurulması gerekmektedir. Enerji kullanımının doğal bir ihtiyaç halini aldığı ve toplumun ortak gereksinimi olduğu gerçeğini temel alan bir anlayışla; Elektrik enerjisinde üretimden tüketime kadar geçen süreçte merkezi bir planlama anlayışını benimseyen, kamusal yararı ön planda tutan, Yerli ve yenilenebilir ülke kaynaklarından azami ölçüde yararlanmayı hedef alan ve ulusal çıkarları gözeten, Kültür ve tabiat varlıklarını koruyan, doğal yaşamı tahrip etmeyen, bir enerji politikasına yönelim vazgeçilmez olmuştur. 2.5 Türkiye Elektrik Üretimi ve Potansiyeli Türkiye de 2013 yılı elektrik üretiminin kuruluşlara ve kaynaklara göre dağılımını gösteren aşağıdaki tablo ve grafikler fazlaca yoruma ihtiyaç bırakmamaktadır. 40

47 Tablo 2.13 Türkiye 2013 Elektrik Üretiminin Kuruluşlara Göre Dağılımı (Geçici Veriler) Kuruluş GWh % EÜAŞ ,68 33,43 KAMU TOPLAMI ,68 33,43 Yap İşlet ,22 18,48 Yap İşlet Devret ,14 5,65 İşletme Hakkı Devri 5.182,15 2,17 Serbest Üretici ,03 35,07 Otoprodüktör ,04 5,20 ÖZEL SEKTÖR TOPLAMI ,59 66,57 TOPLAM ,27 100,00 Şekil 2.9 Özelleşen Dağıtım Şirketlerini Devir Alan Gruplar Tablo ve grafikte görüleceği üzere, 2013 yılı elektrik üretiminin %66,6 sı özel sektör tarafından sağlanmış, kamunun payı %33,4 de kalmıştır (Tablo 2.13, Şekil 2.9) elektrik üretiminin kaynaklara göre dağılımı da Tablo 2.14'te ve Şekil 2.10 da verilmektedir. 41

48 Tablo 2.14 Türkiye 2013 Elektrik Üretiminin Kaynaklara Göre Dağılımı (Geçici) Kaynak GWh % Kömür ,1 25,4 Sıvı Yakıt 4.431,0 1,9 Doğal Gaz ,0 43,8 Jeotermal 2.253,2 0,9 Diğer 166,5 0,1 TERMİK TOPLAM ,9 72,1 Hidrolik ,8 24,8 Rüzgar 7.517,6 3,1 YENİLENEBİLİR TOPLAM ,4 27,9 TÜRKİYE ÜRETİM TOPLAM ,3 100,0 RÜZGAR 3,1% Kömür 25,4% Sıvı Yakıt 1,9% HİDROLİK 24,8% Diğer 0,1% Jeotermal 0,9% Doğal Gaz 43,8% Şekil 2.10 Türkiye 2013 Elektrik Üretiminin Kaynaklara Göre Dağılımı (Geçici) 2013 elektrik üretiminde, doğal gaz %43,8 lik payla ilk sırada yer almış, hidrolik payı %24,8 de kalırken rüzgar payı %3,1 seviyesine yükselmiştir. 42

49 Tablo 2.15 Kaynaklara Göre Kurulu Güç Tablosu (2013) BİRİNCİL KAYNAK KURULU GÜÇ (MW) % FUEL-OİL + ASFALTİT + NAFTA + MOTORİN 708,3 1,1 TAŞ KÖMÜRÜ + LİNYİT 8.515,2 13,3 İTHAL KÖMÜR 3.912,6 6,1 DOĞALGAZ + LNG ,9 31,7 ÇOK YAKITLILAR KATI+SIVI 675,8 1,1 ÇOK YAKITLILAR SIVI+D.GAZ 4.365,8 6,8 JEOTERMAL 310,8 0,5 TERMİK ,4 60,5 YENİLENEBİLİR + ATIK 236,9 0,4 HİDROLİK BARAJLI ,5 25,2 HİDROLİK AKARSU 6.146,6 9,6 RÜZGAR 2.759,6 4,3 YENİLENEBİLİR ,6 39,5 TOPLAM ,0 100,0 Rüzgar 4,3% Doğal Gaz 38,5% Kömür 20,5% Hidrolik 34,8% Jeotermal 0,5% Sıvı Yakıt 1,1% Atık 0,4% Şekil 2.11 Kaynaklara Göre Kurulu Güç Tablosu (2013) Kurulu gücün kaynaklara göre dağılımı incelendiğinde, doğal gazın %38,5 lik payla birinci sırayı aldığını, ikinci sırada %34,8 lik payla hidrolik kaynağın geldiğini, %20,5 lik payla kömürün üçüncü sırada olduğunu görebiliriz yılı itibarıyla doğal gaz kaynağına bağlı kurulu gücün toplam kuru- 43

50 lu güç içindeki payı hidrolik kaynağı payının üstüne çıkarak ilk sıraya gelmiştir (Tablo 2.15, Şekil 2.11) yılı sonu itibarıyla Türkiye toplam kurulu gücün kuruluşlara dağılımı aşağıdaki tablo ve grafikte gösterilmiştir. Tablo 2.16 Türkiye Toplam Kurulu Gücün Kuruluşlara Dağılımı KURULUŞ KURULU GÜÇ (MW) % EÜAŞ ,5 37,1 KAMU TOPLAMI ,5 37,1 İHD-İŞLETME HAKKI DEVRİ 937,5 1,5 Yİ-YAP İŞLET 6.101,8 9,5 YİD-YAP İŞLET DEVRET 2.335,8 3,6 SERBEST ÜRETİM ŞİRKETLERİ ,4 42,8 OTOPRODÜKTÖR 3.456,9 5,4 ÖZEL SEKTÖR TOPLAMI ,5 62,9 TOPLAM ,0 100,0 SERBEST ÜŞ 42,8% EÜAŞ 37,1% YİD 3,6% Yİ 9,5% İHD 1,5% OTOP 5,4% Şekil 2.12 Türkiye Toplam Kurulu Gücün Kuruluşlara Dağılımı Kurulu gücün üretici kuruluşlara göre dağılımı incelendiğinde, EÜAŞ payının %37,1 e gerilediği görülmektedir. Özel kuruluşlar içinde serbest üretim şirketlerinin payı artarak %42,8 seviyesine yükselmiştir. 44

51 Türkiye, elektrik enerjisi alanında sancılı bir dönem yaşamaktadır. İthal kaynak olan doğal gazın payı, toplam kurulu güç içinde %38,5 ve 2013 yılı toplam üretimi içinde %43,8 iken bu oran gittikçe yükselecektir yılında kurulu güç ve üretim kapasitesi açısından bakıldığında, hem tüketim hem de anlık en yüksek tüketim olan puant talebin karşılanmamasında bir sıkıntı görünmemesine karşın, havaların soğuması ile birlikte doğal gaz arzında yaşanan sıkıntılar elektrik üretimini de doğrudan etkilemiş ve zaman zaman kısıntılar uygulandığı basına da yansımıştır. Bugün itibarıyla %30 seviyesinde olan yerli kaynakların elektrik üretimindeki payının çok fazla değişmeyeceği ve bugüne değin izlenen politikaların sürdürülmesi halinde, ülkemizin enerji alanında dışa bağımlığının artarak süreceği söylenebilir. 2.6 EPDK Denetleme ve Düzenleme İşlevini Yerine Getiriyor mu? EPDK dan lisans alan yatırımların %16,9 u, Temmuz 2013 itibarıyla yatırımlarının gerçekleşme oranı hakkında EPDK ya bilgi vermemektedir. %50,4 ünün gerçekleşme oranı ise % 0-10 arasındadır. Bilgi vermeyenlerle birlikte, lisans alan enerji santral yatırımların üçte ikisinden fazlasının (%67,3), henüz yatırıma başlamadığı söylenebilir. Bu oran, tüm lisanslı santral yatırımları içinde sırasıyla en büyük paya sahip doğal gaz santrallerinde %77,4, HES lerde %43,6, ithal kömür yakan santrallerde %65,8 ve RES lerde %85,1 düzeyindedir. Bu veriler, verilen lisansların çokluğuyla övünen yöneticilerin övünmeyi bırakıp, bu kadar çok projeye ihtiyaç olup olmadığı, gerçekleşmelerin neden bu denli düşük düzeyde olduğu üzerinde düşünmeleri gerektiğini ortaya koymaktadır. Yakıt/Kaynak İnceleme-Değerlendirme Uygun Bulunanlar Toplam Tipi Adet Kurulu % Oranı Adet Kurulu %Oranı Adet Kurulu %Oranı Güç (MWe) Güç (MWe) Güç (MWe) Rüzgar , ,45 7, ,45 3,13 Hidrolik ,75 4, , ,75 15,16 Jeotermal ,45 0, , ,45 0,63 Biyokütle 13 40,91 0, ,03 0, ,94 0,12 Dalga 0,0 0,0 0,00 1 4,5 0,03 1 4,5 0,01 Doğal gaz ,24 37, ,8 46, ,04 40,00 Yerli Linyit , , ,72 İthal Kömür , , ,470 23,76 Diğer Termik ,1 4,90 0,0 0,0 0, ,1 3,35 Nükleer ,39 0,0 0,0 0, ,14 Toplam ,45 100, ,78 100, ,23 100,00 Şekil 2.13 Lisans Alma Sürecindeki Elektrik Üretim Tesisi Başvuruları (Ocak 2014 itibariyle) 45

52 Tanım Kurulu Güç (MW) 2013 Kasım sonu kurulu güç , Temmuz itibariyle lisans almış olan, yatırım sürecindeki projeler ,50 Mevcut tesisler+yatırım sürecinde olan projeler , itibariyle lisans alması uygun bulunan projeler , itibariyle inceleme değerlendirme aşamasında olan projeler ,45 Mevcut tesisler+yatırım sürecinde olan projeler+lisans alıp yatırıma geçmeyi öngören projeler Sona erdirilmesi istenen lisans/başvurular Daha önce sonlandırılan başvurular İptaller toplamı Toplam proje stoku , MW MW MW ,33 MW Şekil 2.14 Yatırım ve Lisans Alma Sürecindeki Projelerin Kurulu Güçleri Plansızlığın Sonu: Artan Dışa Bağımlılık ve Belirsizlikler Doğal gazda lisans alıp, yatırımları süren santrallerin kurulu gücü ,80 MW tır. Başvuru, inceleme-değerlendirme ve uygun bulma aşamasındaki santrallerin kurulu gücü ise ,04 MW tır. Lisans iptali için başvuran toplam 9.692,06 MW güçteki projeler düşüldüğünde bile, proje stoku ,78 MW ye ulaşabilecektir. Bu kapasiteye mevcut doğal gaz santrallerinin ,90 MW gücü eklendiğinde, doğal gaza dayalı elektrik üretim santrallerinin kurulu kapasitesi ,68 MW ye ulaşabilecektir. Bu rakam, bugünkü toplam kurulu gücün %77,6'sına eşdeğerdir. Ancak sektörü değerlendiren uzmanlar, bu proje stokunun yalnızca üçte birinin gerçekleşebileceğini, projelerin büyük çoğunluğunun finansman bulamama vb. nedenle iptal olacağını ifade etmektedir. Doğal gaz santral projelerinin yalnızca üçte birinin gerçekleşmesi durumda bile, bunların kurulu gücünün MW a ulaşması halinde, gereksinecekleri yıllık gaz ihtiyacı yaklaşık 35 milyar m 3 ü aşabilecektir. Bu miktar, 2013 gaz tüketiminin dörtte üçünden fazladır. Bu durumda kurulacak yeni doğal gaz yakıtlı elektrik üretim santrallerinin; ek milyar m 3 gaz ihtiyaçlarının, hangi ülkeden, hangi anlaşmalarla, hangi boru hatlarıyla ve/veya LNG anlaşmalarıyla temin edileceği belirsizdir. Gaz üretici ülke ve kuruluşlardan, gerek boru hattı gerekse LNG olarak ithal edilecek ilave gaz arzının ülke içindeki tüketim noktalarına ulaştırılabilmesi için iletim şebekesinde yapılması gereken yatırımlar (yeni kompresör istasyonları, 46

53 yeni basınç düşürme ve ölçüm istasyonları, yeni loop hatları vb.) ve bunların hangi zaman aralıklarında nerelerde gerçekleşebileceği soruları da yanıtsızdır MW kapasitesindeki 19 adet ithal kömüre dayalı elektrik üretim santrali yatırımı; lisans başvuruları, başvuru, inceleme-değerlendirme ve uygun bulma aşamasındadır. Bu santrallerin da lisans almasıyla, yatırımları sürenlerle birlikte, ithal kömüre dayalı santrallerin yaratacağı ilave kapasite ,50 MW a ulaşacaktır. Bu miktara mevcut 3.912,60 MW kurulu güç de eklendiğinde, varılacak kapasite ,10 MW ye ulaşacak, Türkiye mevcut kurulu gücünün %40'ına yakın güçte ithal kömür santralı kurulması söz konusu olacaktır. Sektör uzmanları ithal kömüre dayalı santrallerde de, proje stokunu abartılı bulmakta ve birçok projenin gerçekleşmeyebileceği değerlendirmesinde bulunmaktadır. Tümünün gerçekleşmesi halinde yeni ithal kömür ve doğal gaz santrallerinin yaratacağı ,26 MW kapasite ile, mevcut toplam kurulu gücün %72,80 i kadar, yeni ithal doğal gaz ve kömür yakıtlı santral tesis edilmiş olacaktır. ETKB ve EPDK nın sorumlu olduğu bu tablo, Türkiye nin genel olarak dışa bağımlılığını, özel olarak elektrik üretimindeki dışa bağımlığını daha da perçinleyecektir. Doğal gaz santral proje stokunda düşük gerçekleşmeler bile olsa, devreye girecek yeni santrallerle, ETKB nin Elektrik Enerjisi Arz Güvenliği Strateji Belgesinde yer alan, elektrik üretiminde doğal gazın payını %30 un altına düşürme hedefinin maalesef boş bir hayal olarak kalacağını ortaya koymaktadır. 47

54 3. DOĞAL GAZ SEKTÖR GÖRÜNÜMÜ 2013 yılında ülkemizde toplam tüketilen gaz, yaklaşık 45.6 milyar m 3 olmuş, 2012 yılına ait olan 45.2 milyar m 3 olan tüketime göre küçük bir artış yaşanmıştır. Oysa bu miktar, EPDK tarafından 2013 yılı için 47.6 milyar m 3 olarak tahmin edilmişti. Bu durumun nedenleri arasında, 2013 yılı Ocak Şubat Mart aylarında oldukça ılıman hava koşullarının yaşanması öne çıkmaktadır. Sanayi alanında yaşanan durağanlık, bu kesitte kömür kullanımının doğal gaza oranla daha az girdi maliyeti oluşturması ve bu çerçevede tercih edilen kömür dönüşümleri de, doğal gaz kullanımında tahmin edilen artışın görülmemesinde etken olmuştur. İthalat yaklaşık 45.1 milyar m 3 düzeyinde gerçekleşmiş; yerli üretim ise yaklaşık 555 milyon m 3 düzeyinde kalmıştır. Böylelikle yerli üretimin talebi karşılamada oranı, geçmiş yıllarda da yaşandığı üzere %2 seviyesinin altında kalmıştır yılı doğal gaz piyasası ithalat, üretim ve tüketim detaylarına ilişkin veriler, bu verilerin tümünün toplandığı tek merci olan EPDK tarafından her yıl yayınlanan sektör raporlarında kamuoyu ile paylaşılmaktadır. Ancak bu raporların yayınlanması yılın ikinci yarısını bulduğu ve 2013 raporu henüz yayımlanmadığı için, bu çalışmamızda bir önceki yıla ait veriler irdelenecektir Yılına İlişkin İthalat ve Tüketim Verilerinin İrdelenmesi yılları arasındaki dönemde doğal gaz ithalatına dair kaynak ve miktarların yer aldığı tablo aşağıda verilmektedir. Tablo 3.1 Ülkelere Göre Doğal Gaz İthalat Kaynakları ve Miktarları (Kaynak: EPDK 2012 Sektör Raporu) (miktarlar milyon m 3 ) 2012 yılında gerçekleşen ithalattaki büyük ağırlık, %92 yi geçen oran ile BOTAŞ ın olmuştur. Özel sektör ithalatçılarının ağırlığı, özellikle EGEGAZ ın ithal ettiği Spot LNG nin geçtiğimiz yıllara oranla oldukça azalmasıyla, 2012 yılında 2010 ve 2011 yıllarına göre oldukça düşük düzeyde kalmıştır. 48

55 Hatırlanacağı üzere 2010 yılında bu oran, %15 ile en yüksek düzeyini bulmuş, 2011 yılında ise %9,5 seviyesine düşmüştür. Şekil Yılı İthalatçıların Toplam İthalat İçindeki Payları (Kaynak EPDK 2012 Sektör Raporu) Tablo 3.2 Yıllara Göre Doğal Gaz İthalatı (Kaynak: EPDK 2012 Sektör Raporu) Miktar (milyon m 3 ) Yıl BOTAŞ IN İTHALATI TOPLAM İTHALAT Doğal gazın tüketiminde elektrik sektöründe santral yakıtı olarak kullanım yaklaşık %48 oran ile yine açık ara en önde yer almıştır. Avrupa Birliği nin gaz sektöründe önlerde yer alan İngiltere, Almanya, Fransa gibi örnekler incelendiğinde, geçmişte benzer bir profil arz eden bu ülkelerde, 2010 yılından bu yana elektrik üretiminde doğal gazın giderek daha az yer tutması, açığın artan oranda kömürden, özellikle uygun fiyatlarla temin edilebilen ABD kökenli kömür ithalatına dayanan elektrik üretiminden karşılanması sonrasında, evsel kullanım payının %50 seviyelerine yaklaşmış olduğu görülmektedir. Yaşanan sert kış koşulları nedeniyle 2012 yılında %26.5 olarak gerçekleşen evsel kullanımın yüzdesinin, kış döneminin niteliğine bağlı olarak değişkenlik göstereceği bellidir. Nitekim, nispeten ılıman 49

56 bir kış döneminin yaşandığı 2010 yılında bu oran %20.27 olarak gerçekleşmiştir. Yıllık bazda değerlendirildiğinde düşük bir oran teşkil eden evsel tüketim, çok soğuk kış günlerinde ise aşağıda Arz Talep Dengesi ne ilişkin bölümde de detaylı olarak irdeleneceği üzere günlük arz kapasitesinin %60 ını geçmektedir. Doğal gazın sanayide kullanımına dair tüketim miktarında ve toplam tüketime oranında ise 2010, 2011 ve 2012 yıllarında büyük bir değişiklik göze çarpmamaktadır. Tüketimler 3 ana grup altında toplandığında, aşağıdaki şekilde bir tablo elde edilebilir (Tablo 3.3, Şekil 3.2). Tablo 3.3 Doğal Gaz Sektörel Tüketim Verileri (Kaynak: EPDK Sektör Raporları) Elektrik Sanayi Isınma Amaçlı Toplam (milyon m3 ) (% 52.60) (%27.13) (% 20.27) (% 47.89) (% 26.46) (% 25.65) (% 47.82) (% 25.68) (% 26.50) Şekil 3.2 Doğal Gaz Tüketiminin Sektörel Bazda Dağılımı (Kaynak: EPDK Sektör Raporu 2012) 50

57 Doğal gaz alt yapısının ulaşmadığı yerlerde kullanılan dökme LNG miktarı 2011 ve 2012 yıllarında toplam tüketimin %1.5 oranını karşılamaktadır. Araç yakıtı olarak ağırlıklı bir biçimde toplu taşım araçlarında kullanılan CNG miktarı ise 2011 yılındaki 55.5 milyon m 3 seviyesinden 2012 yılında 43.8 milyon m 3 seviyesine gerilemiştir. Yerli üretim 2011 yılındaki 759 milyon m 3 seviyesinden, 2012 yılında 632 milyon m 3 seviyesine düşmüştür. Bu düşüş eğilimi 2013 yılında da sürmüştür (Tablo 3.4). Tablo Yılları Arasında Yerli Doğal Gaz Üretim Miktarları, milyon m 3 (Kaynak: EPDK 2012 Sektör Raporu) 2013 yılı yerli doğal üretim miktarı ise (resmi olarak henüz yayınlanmamakla birlikte) 555 milyon m 3 olarak gerçekleşmiştir. Türkiye nin 2012 Yılı sonu itibarı ile yerli (konvansiyonel) doğal gaz kaynak durumumuz aşağıdaki tabloda görülmektedir. (Kaynak: PİGM) Tablo 3.5 Gaz Rezerv Bilgileri (Kaynak:PİGM) Rezervuardaki Gaz (m 3 ) Üretilebilir Gaz Kümülatif Üretim Kalan Üretilebilir Gaz Yılı Doğal Gaz Piyasa Faaliyetleriyle İlgili Gelişmeler İthalat İthalata ilişkin 2013 yılında yaşanan en önemli gelişme Rusya Batı Hattı sözleşmelerinden, 6 milyar m 3 lük bir kısmın da özel sektör tarafından devralınmış olmasıdır. Aslında, BOTAŞ ile GAZPROM arasında 2011 yılı sonunda sona ermiş olan bu sözleşme uzatılmamakla birlikte, Türk ve Rus Hükümetleri arasında özel bir mutabakat ile 2012 yılı sonuna kadar yaklaşık 5.8 milyar m 3 gaz girişi yapılabilmesi sağlanmıştır. Söz konusu sözleşmenin özel sektör kuruluşlarınca 2013 yılından itibaren devam ettirilebilmesi için EPDK tarafından yeni bir lisanslama süreci başlatılmış ve bu süreç sonunda 6 milyar m 3 lik sözleşme 4 özel sektör kuruluşu tarafından aşağıdaki miktarlar doğrultusunda devralınmıştır (Tablo 3.6). 51

58 Tablo 3.6 Gaz Sözleşme Devir Bilgileri (Kaynak: EPDK) Lisans Sahibi Sözleşme Miktarı (Milyon m 3 ) BATI HATTI AŞ 983 KİBAR ENERJİ AŞ 983 BOSPHORUS Gas Corporation AŞ 1720 AKFEL Enerji San. ve Tic. AŞ 2211 Böylece BOTAŞ ın geçmişte GAZPROM ile yapmış olduğu 14 milyar m 3 lük kontratın 10 milyarlık kısmı özel sektöre devredilmiş olup, 2009 yılında sonuçlanan ilk kontrat devri sürecinde sisteme girenlerle birlikte, Rus Batı Hattı ndan (Malkoçlar) gaz girişi yapan özel sektör ithalatçıları ve kontrat miktarları aşağıdaki şekildedir (Tablo 3.7). Tablo 3.7 Rus Batı Hattı Kontratını Devralan Özel Sektör İthalatçılarına Dair Son Durum (Kaynak: EPDK) Lisans Sahibi Kontrat Miktarı (Milyon m 3 ) BATI HATTI AŞ 983 KİBAR ENERJİ AŞ 983 BOSPHORUS Gas Corporation AŞ 2470 AKFEL Enerji San. ve Tic. AŞ 2211 ENERCO 2500 SHELL 250 AVRASYA GAZ 500 Batı Hattı özel sektör ithalatçı şirketlere dair özet bilgi aşağıdaki gibi verilebilir. ENERCO Energy AKFEL Grup ENERCO nun %60 hissesi AKFEL Grup a ait olup, grup doğal gaz sektöründe mühendislik, inşaat, ekipman üretim ve temini ile danışmanlık faaliyetlerini 11 yıldan beridir sürdürmektedir. Şirketin kalan hissesi Avusturyalı OMV tarafından alınmıştır. Kontrat devri süreci sonrasında devralmış olduğu yıllık 2.5 milyar m 3 lük Rus kontratı ile BOTAŞ tan sonra ikinci büyük ithalatçı konumundaydı. Şirketin ithalat faaliyetleri 2009 yılı Mart ayında başlamış olup, Rus tarafı ile kontratı 2022 yılına kadar uzun dönemlidir. AKFEL Grup, 2013 yılında yıllık 6 milyar m 3 Rus Batı Hattı kontratını devralanlar içinde 2.25 milyar m 3 ile en büyük kısma sahip olup, ENERCO hissesi ile birlikte BOTAŞ tan sonraki en büyük ithalatçı konumundadır. 52

59 BOSPHORUS GAS Ali Şen aile şirketi konumundaki BOSPHORUS GAS 2003 yılında kurulmuş olup, bir kısım hissesi de GAZPROM un Almanya daki bir şirketine ait bulunmaktadır. Kontrat devirleri süreci sonrasında 750 milyon m 3 lük bir kısmı devralan şirket ithalat faaliyetine 2009 yılı Ocak ayında başlamıştır. Batı hattındaki yeni kontrat devri sürecinde 1.25 milyar m 3 yeni portföyün yanı sıra, aynı giriş noktasından farklı bir sözleşme (Kazakistan gazı olduğu ifade ediliyor) ile 750 milyon m 3 ilave bir portföy ile toplam yıllık miktarının 3 milyar m 3 ü aşması söz konusudur. AVRASYA GAZ Tüm hisseleri Tahincioğlu ailesine ait olan şirket 2004 yılında kurulmuştur. İlk kontrat devri süreci sonunda Rusya tarafı ile yıllık 500 milyon m 3 lük anlaşması olup, 2009 yılından bu yana ithalat faaliyetlerini sürdürmektedir. SHELL ENERJİ Dünya enerji devlerinden Hollandalı SHELL şirketine ait SHELL ENERJİ kontrat devri süreci sonrasında 250 milyon m 3 lük bir portföy devralmış olup, 2007 yılı Aralık ayında ithalat faaliyetine başlamıştır. Son yıllarda tüketicilere doğrudan satış yerine, ithal ettiği doğal gazın hemen tamamını sanal noktada TURCAS a devretmektedir. BATI HATTI AŞ Ortakları arasında Eksim Holding Yönetim Kurulu Başkanı Abdullah Tivnikli ile BİM ortaklarından Mustafa Latif Topbaş bulunmaktadır. KİBAR ENERJİ Kibar Holding bünyesinde bulunmakta olup, adı geçen holding bünyesindeki Hyundai marka otomobil üretimi ve Assan Şirketler grubu ile ön plana çıkmaktadır. LNG ithalatı büyük ölçüde yine BOTAŞ ın Cezayir ve Nijerya tarafları ile devam eden uzun dönemli kontratları dahilinde gerçekleştirilmiş, Spot LNG ithalatı BOTAŞ tarafından 5 kargo, özel sektör kuruluşu EGEGAZ tarafından ise 1 kargo olarak yer almıştır. Spot LNG ithalatı konusunda 2010 yılından bu yana lisans alan birçok kuruluş olmasına rağmen, adı geçen 2 kuruluş dışında Spot LNG ithali gerçekleştiren olmamıştır yılında boru hattı yolu ile ithalata ilişkin ilave bir giriş sağlama amacıyla, Bosphorus Gas tarafından Malkoçlar Giriş Noktası nda giriş yapmak üzere, temin kaynağı olarak Kazak gazı belirtilen lisans başvurusu yapılmış ancak 750 milyon m 3 yıllık hacimli bu başvuru EPDK tarafından olumlu yanıtlanmamıştır. Firma, 2013 yılı sonunda aynı başvurusunu 2014 yılı için yinelemiştir. BOTAŞ ın Cezayir ile 4 milyar m 3 /yıl şeklindeki uzun dönemli LNG alım anlaşması 2014 yılında sona erecektir. Bu anlaşmanın uzatılmasına dair BOTAŞ bir süredir SONATRACH firması ile görüşmelerde bulunmakla birlikte, sonucu konusunda henüz bir açıklama yapılmamıştır. Irak tan doğal gaz ithalatına ilişkin yaşanan önemli gelişme ise konuya dair Siyah Kalem firmasına EPDK tarafından tarihinde ithalat lisansı verilmesi olmuştur. Azami 3.2 milyar m 3 /yıl olarak lisans verilen ithalatın başlaması için öngörülen tarih 2017 yılıdır. 53

60 3.2.2 Toptan Satış Her ne kadar EPDK tarafından yer yıl yayınlanan bir Toptan Satış Tarifesi bulunmakta ise de, bu alanda fiyat düzenlemesi, BOTAŞ ın piyasadaki fiili tekelinin kalkmasından itibaren uygulanmamaktadır yılından bu yana BOTAŞ ın kontrat devirleri sonucunda yeni ithalatçı şirketler ile birlikte spot LNG İthalatı faaliyetinde bulunan şirketlerin piyasaya girmesi, diğer taraftan bazı yerli üretim sahalarında üretilen doğal gazın üretici firmalar tarafından dönemsel ihaleler yöntemiyle, toptan satış şirketlerine satışı ile bu alanda faaliyetler yoğunlaşmıştır. Şebeke İşleyiş Düzenlemesi(ŞİD) hükümlerinde 2008 yılında yapılan sanal ortamda miktar devri ile gaz alış-verişine imkan sağlayan revizyonlar, bu faaliyetlerin çok daha hareketlenmesine ortam hazırlamıştır yılı başlangıcı itibarı ile 19 adet toptan satış şirketi, iletimci ile Standart Taşıma Sözleşmesi imzalamış ve iletim şebekesi üzerinden taşıma hizmeti almıştır. Dağıtım şirketlerinin satın aldıkları doğal gazın en fazla yüzde ellisini aynı tedarikçiden temin edebilecekleri, doğal gazı en ekonomik kaynaktan temin ettiklerini belgeleme yükümlülükleri; diğer taraftan toptan satış şirketlerinin dağıtım şirketlerine ve serbest tüketicilere doğal gaz satış fiyatlarını web sitelerinde yayınlama yükümlülüğünün toptan satışa ilişkin Kurul Kararlarında yer alması, düzenleyici çerçeve ve Kurumun bu alanda rekabeti oluşturma amacına yönelik hüküm ve uygulamaları olarak özetlenebilir. Bununla birlikte, BOTAŞ dışındaki tedarikçiler tarafından dağıtım şirketleri ile serbest tüketicilere toptan satış fiyatlarının belirlenmesinde, fiilen BOTAŞ ın buna ilişkin fiyatlarının referans alınması ve fiyatların BOTAŞ ın Serbest Tüketicilere Satış Fiyatı %X şeklindeki formül uygulaması, 2013 yılında da yaygınlığını korumuştur yılının sert geçen kış döneminde arz talep dengesinin korunmasında yaşanan güçlükler; diğer taraftan EPDK nın da 2013 yılı için 47,6 milyar m 3 olarak öngörülen talep tahmini, piyasada özellikle Rusya Batı Hattı ithalatçısı konumundaki özel sektör kuruluşları için avantajlı bir ortam yaratmıştır. GAZPROM un, özel şirketlerin devir aldığı bu kontratlar için BOTAŞ ın ortalama alım maliyetine göre oldukça indirimli bir fiyat politikası uygulaması da; özel şirketler lehine, bu avantajlı durumu pekiştirmiştir. Birçok toptan satış firması, bu ithalatçılar ile dolar bazında, al ya da öde mahiyetinde sözleşmeler imzalamışlar ve piyasa riskini tamamı ile üstlerine almışlardır. Özel sektör ithalatçılarının da, portföylerindeki gazın bir kısmını yıl öncesinde kontrata bağlamayarak, yıl içinde spekülatif olarak kısa dönemli sözleşmeler veya dengesizlik ticareti amacıyla tutmaları sonucunda, gaz arz kapasitesi 6 milyar m 3 eksilen BOTAŞ, birçok sözleşme talebini yerine getirememiş, 2012 sonu geldiği halde 2013 yılı için gaz alım sözleşmesi yapamayan birçok OSB, problemlerini Enerji Bakanlığına aksettirmiştir. Bakanlığın yönlendirmesi neticesinde BOTAŞ muhtemelen şartlı bir gaz temin taahhüdüne girmek durumunda kalmıştır. Öte yanda, gerek kış mevsiminin oldukça ılıman geçmesi, diğer taraftan sanayi ve elektrik tarafında öngörülen talep artışının gerçekleşmemesi ile birlikte, özellikle ithalatçılarla dolar bazında gaz alım sözleşmesi yaparken, tüketiciler ile TL bazında gaz satış sözleşmesi yapan toptan satış şirketleri; BO- TAŞ ında gaz satış fiyatlarında artırıma gitmemesi karşısında; oldukça sıkıntılı bir yıl yaşamıştır. Yıl sonuna doğru artan dolar kuru da söz konusu şirketleri mali açıdan oldukça sıkıntılı bir duruma sokmuştur. Burada dikkat çeken nokta, BOTAŞ ın doğal gaz satış fiyatlarına en son 2012 yılı Kasım ayında zam yapmış olmasıdır. 54

61 2014 yılı için iletimci ile standart taşıma sözleşmesi yapan toptan satış şirketi sayısının 20 civarında olacağı görülmektedir LNG Terminalleri Türkiyedeki mevcut 2 LNG terminalinden biri BOTAŞ ın (Marmara Ereğlisi LNG Terminali), diğeri ise (Aliağa LNG Terminali) özel bir sektör kuruluşu olan EGEGAZ ın mülkiyetindedir. Gazlaştırma yoluyla iletim şebekesine sevkiyatın dışında, terminallerden kara tankerleriyle gaz şebekesinin ulaşmadığı yörelere LNG sevkiyatı da gerçekleşmektedir yılı için kara tankerleriyle gerçekleştirilen LNG nin toplam tüketimdeki payı %1.5 olmuştur yılında yeni LNG terminalleri yapımına ilişkin önemli gelişmeler kaydedilmiştir. Kolin Grubu nun Aliağa LNG Terminali projesi için; Ege Yıldızı şirketinin de Çandarlı da kurmayı planladığı LNG Terminal projesi çalışmaları devam etmekle birlikte, şirketler henüz lisans alamamış durumdadır. Çandarlı LNG Terminali projesine dair 2013 yılı Nisan ayında terminal arazi edinimi için Bakanlar Kurulu tarafından Acil Kamulaştırma Kararı alınmıştır. BOTAŞ Marmara Ereğlisi LNG Terminali Terminal 1994 yılından bu yana faaliyette olup, her biri m 3 LNG depolama kapasiteli 3 depolama tankı bulunmaktadır. Terminalin yıllık maksimum gazlaştırma kapasitesi 8,2 milyar m 3 olup, iletim şebekesine günlük azami 22,05 milyon m 3 gazlaştırılmış LNG gönderilebilmektedir. BOTAŞ ın LNG temini konusunda, Cezayir (SONATRACH) ve Nijerya (SHELL) firmalarıyla uzun dönemli alım kontratları olup, BOTAŞ, LNG yi Marmara Ereğlisi Terminalinde teslim almaktadır. Terminal, kuruluşundan bu yana uzun dönemli kontratlarda taahhüde bağlanan miktarlar doğrultusunda bir arz kaynağı olarak işlev görmektedir. 4 milyar m 3 eşdeğeri LNG yıllık kontrat miktarlı Cezayir tarafı ile olan kontrat 2014 yılında, 1,2 milyar m 3 lik Nijerya kontratı ise 2021 yılında sona erecektir. Terminalin depolama ve gazlaştırma kapasitesini artırmak üzere 4. Depolama tankının ilave edilmesi ve gerekli revizyonların yapılması uzun süredir gündemde olan bir proje olup, 2013 yılında konuya dair mühendislik çalışması için BOTAŞ tarafından ihaleye çıkılmış olup, ihaleyi Belçikalı Tractebel firması kazanmıştır. Terminal 2010 yılından bu yana Kullanım Usül ve Esasları KUE doğrultusunda üçüncü taraf erişimine açık olmakla birlikte, 2013 yılında da geçmiş yıllarda olduğu üzere sadece BOTAŞ tarafından LNG Kargosu getirilmiştir. EGEGAZ Aliağa LNG Terminali EGEGAZ Aliağa LNG Terminali 2003 yılında inşa edilmiş olup, her biri m 3 LNG depolama kapasiteli 2 depolama tankı bulunmaktadır. Terminalin yıllık maksimum gazlaştırma kapasitesi 6 milyar m 3 olup, maksimum 14 milyon m 3 gazlaştırılmış LNG İletim Şebekesine günlük olarak sevk edilebilmektedir. Günde, azami 50 kara tankerine LNG dolumu yapılabilmektedir. Terminale ilişkin olarak 2013 yılında kapasite artırımı gibi bir proje gündeme gelmemekle birlikte, Katar LNG şirketlerinin EGEGAZ Terminali nde hisse sahibi olmalarına ilişkin taraflar arasında görüşmeler yapıldığı medyaya yansımıştır. 55

62 Terminal 2013 yılında BOTAŞ ve EGEGAZ tarafından Spot LNG alımlarına yönelik kullanılmış olup, ağırlık BOTAŞ ın kargolarında olmuştur. EGEGAZ ın LNG ithalatına dair uzun dönemli alım kontratı bulunmamaktadır Yeraltı Depolama Tesisleri Türkiye de faal durumdaki tek yeraltı depolama tesisi olan TPAO ya ait Silivri Yeraltı Doğal Gaz Depolama Tesisinin şu anda depolama kapasitesi 2,661 milyar m 3 olup, bunun 2,1 milyar m 3 ü BO- TAŞ tarafından rezerve edilmiş ve kalan yaklaşık 0,5 milyar m 3 özel sektör ithalatçılarının kullanımına açılmıştır. Tesise halen günlük maksimum 14 milyon m 3 gaz enjeksiyonu yapılabilmekte, depoda kalan gazın miktar ve basıncına bağlı olarak, günlük maksimum 20 milyon m 3 gaz, iletim şebekesine sevk edilebilmektedir. Tedarikçilerin ve Dağıtım Şirketlerinin depolama olanaklarından faydalanmaları mevzuattan gelen bir zorunluluktur Sayılı Kanun uyarınca doğal gaz toptan satışı gerçekleştiren tedarikçiler, faaliyetlerine başladıktan 5 yıl içinde, yıllık olarak öngördükleri (son kullanıcılara) satış hacimlerinin %10 u nispetinde bir depolama hizmeti almakla mükelleftirler. Mevcut yegane yeraltı depolama tesisi durumundaki TPAO Silivri ve Kuzey Marmara Yeraltı Depolama Tesislerine dair Temel Kullanım Usul ve Esasları 2012 yılı Nisan ayında yürürlüğe girmiştir. Yaklaşık milyar m 3 depolama hacmi sunan tesisin, yaklaşık 500 milyon m 3 kısmı; anılan usul ve esaslar çerçevesinde BOTAŞ dışındaki tedarikçilerin kullanımına açılmakla birlikte, talep düşük düzeyde gerçekleşmiştir. TPAO nun EPDK tarafından belirlenen üst sınır tarifesinden önemli düzeyde indirim yapılmış olmasına rağmen, BOTAŞ dışındaki aktörler tarafından kiralanan hacim 100 milyon m 3 düzeyinde kalmıştır. Tesisin kullanımı, 1 Nisan-16 Ekim olarak belirlenen enjeksiyon dönemi, 1 Kasım-24 Mart olarak belirlenen geri üretim dönemi şeklinde iki operasyon modu çerçevesinde gerçekleşmektedir Yeni Depolama Tesisleri Yatırımları BOTAŞ ın uzun yıllardır gündemde olan Tuzgölü Yeraltı Depolama Tesisi için ihale süreci 2012 yılında sonuçlandırılmıştır. Yapım çalışmaları süren tesisin öngörülen tamamlanma tarihi ilk faz için 2016 yılı, ikinci faz için 2018 yılı olup; 1 milyar m 3 depolama kapasitesi sağlayacaktır. Tesisten günlük geri üretim miktarının ise 40 milyon m 3 olması hedeflenmiştir. Başta Avusturya kökenli OMV firmasının Tarsus civarındaki araştırmaları olmak üzere özel sektör kuruluşlarınca da yeraltı depolama tesisleri kurmaya yönelik çalışmalar olmakla birlikte, netlik kazanan bir proje henüz görülmemektedir. Tarsus bölgesinde depolama yatırımcıları arasında Türk şirketler de yer almakta olup, bunlar arasında Tarsus Gaz Depo ve Madencilik AŞ gibi ÇED sürecini tamamlamış olan firmalar bulunmaktadır. Rus GAZPROM ve Alman EWE firmalarının da Türkiye de doğal gaz yeraltı depo yatırımı ile ilgilendikleri bilinmektedir. Nitekim, yıl sonuna doğru bazı somut gelişmeler yaşanmış olup, Aksaray ilinde yine Tuz Gölü havzasında geliştirilen bir yeraltı depolama projesi ve yapılan başvuru sonrasında, EPDK aynı bölgede başka proje başvurusu olacaklar için 19 Kasım a kadar EPDK ya müracaat etmeleri gerektiği yönünde Kurul Kararı yayınlamıştır. TPAO tarafından mevcut Silivri Depolama Tesisinin depolama kapasitesi ile günlük geri üretim kapasitelerinin artırımına yönelik projelerin ilk fazları tamamlanmış, 2 ve 3. Faz çalışmaları devam etmek- 56

63 tedir yılında tamamlanması planlanan projeye göre, günlük geri üretim kapasitesi ise 75 milyon metreküp, depolama kapasitesi ise 4.3 milyar m3 olacaktır. Anılan proje tamamlanması durumunda, özellikle soğuk kış günlerinde karşı karşıya kalınan arz talep dengesizliği problemini gidermede en önemli unsur olacaktır. Tablo 3.8 TPAO Depolama Tesisi Kapasite Artırımı Projeleri (Kaynak: TPAO) İletim Şebekesi BOTAŞ ın İletim Şebekesi nin Türkiye geneline yaygınlaştırılmasına yönelik anlamında yatırımları büyük ölçüde tamamlanmış olup, yüksek basınçlı hatların toplam uzunluğu yaklaşık km ye ulaşmıştır. Ana İletim Şebekesine 4 adet yurt dışı iletim şebekesi, 2 LNG Terminali, 1 Yeraltı Depolama Tesisi, 2 yerli üretim sahasından gaz girişi yapılmakta, şebekeye doğrudan bağlı durumda olan yaklaşık 400 adet Basınç Düşürme ve Ölçüm İstasyonundan çıkış yapılmaktadır. İletim Şebekesine gaz girişinin sağlandığı noktalar aşağıdaki tabloda belirtilmektedir. Tablo 3.9 BOTAŞ Gaz Giriş Noktaları Boru Hattı İle İthalat LNG Terminali Yerli Üretim Yeraltı Deposu Malkoçlar Marmara Ereğlisi TPAO Akçakoca TPAO Silivri Durusu (Mavi Akım) EGEGAZ - Aliağa TEMİ-Kırklareli Türkgözü (Azeri) Bazergan (İran) 57

64 İthalat kontratlarında yer alan taahhütler, LNG Terminallerinin gazlaştırma kapasiteleri ve TPAO Yeraltı Depolama Tesisinden çekilebilen azami geri üretim miktarı dikkate alındığında iletim şebekesinin arz miktarı günlük 195 milyon m 3 civarında olabilmektedir. Şebekenin teknik anlamda günlük arz kapasitesinin bu miktarın üzerinde olduğu bilinmekte olup, 2013 yılında, iletim şebekesinin sevkiyat kapasitesini artırma adına çok önemli rolü olan Erzincan ve Kırşehir Kompresör istasyonlarının yapım süreci tamamlanmış, her iki istasyon Aralık ayında devreye alınmışlardır. Önümüzdeki yılda çalışmaları devam edecek en önemli yatırımlar içinde Eskişehir deki mevcut kompresör istasyonu yerine daha büyük kapasiteli yeni bir kompresör istasyonu yapımı ile Önerler - Keşan arasında 36 inç çapında loop hattı yapımı yer almaktadır. Kuzey Irak tan gaz teminine yönelik Silopi ile Bismil arasında 40 inç lik iletim hattı yapımı gündemde olmakla birlikte, anılan yatırımın ne zaman gerçekleştirileceğine dair detaylı bilgi yayınlanmış değildir. BOTAŞ ın Yüksek Basınçlı İletim Hatlarıyla birlikte Kompresör İstasyonlarını gösteren harita aşağıda yer almaktadır. Şekil 3.3 BOTAŞ Doğal Gaz İletim Sistemi (Kaynak: BOTAŞ) 2013 yılında BOTAŞ (İletim) ile Standart Taşıma Sözleşmesi yaparak iletim şebekesi üzerinden gaz sevkiyatı yapan firmalar 9 ithalatçı, 17 toptan satışçı ve 1 ihracatçı firma olarak yer almıştır Dağıtım 2013 sonu itibariyle doğal gaz alt yapısının oluşturulmasında il bazında ulaşılan sayı ise 72 olmuştur. "Dağıtım Bölgesi Lisans İhalelerinde" göz önüne alınan yegane kriter katılımcı firmaların taahhüt ettikleri dağıtım bedelidir. Dağıtım bedeli, birim hizmet ve amortisman bedellerinden oluşmaktadır. İhale, en düşük dağıtım bedeli teklif eden 3 firmadan yeni indirimli teklifler alınarak sonuçlandırılmaktadır. Teklif edilen dağıtım bedeli, ilk 8 yıl için geçerli olmaktadır. Bu sürenin sonuna bazı firmalar için gelinmiş olup, 2013 yılı sonuna kadar 8 yıllık süreci tamamlamış firma sayısı 25 olmuştur. 58

65 4646 Sayılı Kanun öncesi dönemde doğal gaz arzı sağlanmış şehirler Doğal Gaz Dağıtım Lisansı İhalesi yapılmış ve gaz arzına başlanmış olan şehirler Doğal Gaz Dağıtım Lisansı İhalesi yapılmış ancak henüz gaz arzına başlanmamış şehirler İhale ilanına çıkılmış ancak Doğal Gaz Dağıtım Lisansı İhalesi yapılmamış şehirler Şekil 3.4 Türkiye Doğal Gaz Dağıtım Haritası 2012 yılı sonu itibarı ile doğal gaz dağıtım hizmeti götürülen 65 ilde abone sayısı e ulaşmıştır (Şekil 3.5). Şekil 3.5 Dağıtım Bölgelerinde 2012 Yılında Yeni Aboneliklerin Müşteriler ve Aylar Bazında Dağılımı (Kaynak: EPDK Sektör Raporu 2012) 59

66 Doğal gaz dağıtım şirketleri için "Tarife Hesaplama Usul ve Esasları", tarihli ve 3580 sayılı EPDK Kurul Kararı ile belirlenmiş ve tarihli Resmi Gazete de yayınlanarak yürürlüğe girmiş ve bu şekilde normal tarife dönemi uygulamasının çerçevesi belirlenmiştir. Bu yeni dönemde dağıtım şirketlerinin tarife önerileri ve bunlar karşısında Kurul Kararları, tüm dağıtım şirketlerinin faaliyetlerini önemli ölçüde etkilemektedir. Son kullanıcılar açısından ise Sistem Kullanım Bedeli olarak yeniden adlandırılan dağıtım bölgesindeki taşıma bedelleri, gaz maliyetinin önemli unsurlarından biri olmakta, Sistem Kullanım Bedelinin farklı tüketim miktarları için farklı birim bedel kategorileri görülmektedir. En basit mantıkla, yüksek tüketimin olduğu, EPDK tarife onayının geçerli olduğu dağıtım bölgelerinde birim Sistem Kullanım Bedeli, düşük tüketimin olduğu bölgelere göre daha düşük olacaktır. Keza aynı dağıtım bölgesi içinde yer alan serbest tüketiciler, yıllık kullanım miktarları doğrultusunda farklı "Sistem Kullanım Bedeli" ödemekte, yüksek tüketimi olanlar daha düşük birim bedele tabi tutulmaktadır. Normal tarife dönemine geçilmesi ve bunun sonucunda EPDK tarafından belirlenecek, 5 yıl süreyle geçerli olacak (aylık enflasyon düzeltmesine tabi) Sistem Kullanım Bedelleri bu kesitteki önemli bir gelişme durumundadır yılında 19 dağıtım şirketi tarafından tarifelerinde yatırım ve işletme giderlerinde kesinti yapılmasını gerekçe göstererek dava süreci başlatmıştır. Bundan sonraki süreçte, dağıtım tarife yapısının netleşmesi sonucu, birçok dağıtım şirketinin daha güçlü sermaye gruplarına veya yabancı şirketlere satışı olası gelişmeler arasında değerlendirilebilir. Şekil yılı İllere Göre Doğal Gaz Tüketimi (Kaynak: EPDK Sektör Raporu 2012) 2012 yılı iller bazında evsel tüketime dair yukarıdaki tablo incelendiğinde İstanbul ve Ankara illerine ait tüketimin tüm tüketim içinde toplam olarak %57 pay sahibi olduğu görülmektedir. Özellikle İstanbul da kış döneminde sıcaklıkların (-) seviyelere inmesi günlük tüketimi aşırı artıran, arz talep dengesinin bozulmasında en önemli etmen durumundadır. EPDK nın yürüttüğü dağıtım lisans bölgeleri ihaleleri dışında, Özelleştirme İdaresi nin uhdesinde yürütülen BAŞKENTGAZ'ın özelleştirilmesi ihale süreçlerinde en yüksek teklifler; 2008 yılında 60

67 1,610 milyar $ olarak Global Yatırım ENERGAZ tarafından, 2010 yılında ise 1,211 milyar $ olarak Kazancı Karamehmet ortaklığı MMEKA tarafından verilmiş, ancak her iki ihale süreci de; firmaların devralmaktan vazgeçmeleri nedeniyle sonuçlanamamıştı yılındaki ihale süreci ile özelleştirme sonuçlandırılmış, ihaleyi milyar ABD Doları teklif bedeli ile Torunlar Gıda kazanmıştır. Firma, BAŞKENTGAZ ı 2013 Haziran ayında devralmıştır. Bundan sonraki dönemde, kamuda kalan tek dağıtım şirketi olan İstanbul Büyükşehir Belediyesi şirketi İGDAŞ ın özelleştirilmesi öngörülmektedir Uluslararası Projeler Konvansiyonel doğal gaz kaynakları açısından dünyadaki belli başlı ülkeler ile Avrupa arasında bir köprü konumunda olan Türkiye üzerinden Avrupa ya doğal gaz taşınmasına yönelik birçok proje geçmişte gündeme gelmiş, bunlar içinde özellikle Hazar Bölgesi, İran ve Irak potansiyel kaynaklar olarak görülmüştür. Geçtiğimiz birkaç yıllık süreç içinde bu kaynakları hedef alan NABUCCO Projesi 2011 yılına kadar en ağırlıklı yeri tutmakla birlikte rakip projeler olarak TAP ve ITGI projeleri de gündemdeki yerlerini korumuştur yılı Ekim ayında Türk ve Azeri hükümetleri arasında bir hükümetlerarası anlaşma ve onun altında BOTAŞ ve Şahdeniz ortakları arasında imzalanan anlaşmalarla, Şahdeniz Faz II gazının 6 milyar m 3 lük kısmının Türkiye de tüketilmesi, 10 milyar m 3 lük kısmının ise Yunanistan ve Bulgaristan a transit edilmesini ve alt yapı olarak BOTAŞ ın mevcut İletim Şebekesinin (yatırımlarla kapasitesinin artırılmasıyla) kullanılması kararları alınmakla birlikte, Türkiye kısmı için münhasır bir boru hattı yapılabilmesi opsiyonu da ortaya konmuştu. Nitekim daha sonra Türk ve Azeri hükümetleri Trans Anatolia Pipeline Project - TANAP olarak adlandırılan münhasır boru hattı yapımı konusunda mutabakata varmışlar ve konuya dair Hükümetlerarası Anlaşma ile Ev Sahibi Ülke Anlaşmasını 2012 yılı Haziran ayında imzalamışlardır. Bu gelişmelerin ardından, Şahdeniz Konsorsiyumu, Avrupa tarafında taşıma hizmeti için revize edilen NABUCCO (NABUCCO West) ile TAP projelerini iki aday proje olarak belirlemiş, nihai süreçte ise 2013 yılı Haziran ayı sonunda TAP projesini seçmiştir yılı Aralık ayında ilgili tüm tarafların yatırım kararı alması ile Şah Deniz Faz II gaz üretimi ile Türkiye ve Avrupa arasında değer zinciri oluşturulmasına dair çalışmalar son evresine girmiştir. Şekil 3.7 TANAP ve TAP Haritası 61

68 Konvansiyonel doğal gaz yatakları açısından Rusya dan sonra en zengin ülke durumunda olan İran, ABD yaptırımları nedeniyle NABUCCO projesinde kaynak ülke konumundan çıkarılmış ve Türkiye geçişli boru hattı projelerinde, en büyük potansiyel kaynak olmakla birlikte dikkate alınmayan bir konuma düşmüştü. Ancak 2008 yılında İran doğal gazının Türkiye üzerinden Avrupa ya, nihai ülke olarak Almanya ya transit edilmesini hedef alan bir proje (ITE Iran Turkey Europe) gündeme gelmiş ve Türkiye kısmının yapımı konusunda TURANG Transit Taşımacılık AŞ, 2008 yılında yürürlükte olan 6326 sayılı Petrol Kanunu doğrultusunda Bakanlar Kurulu nun onay vermesi sonucu Petrol İşleri Genel Müdürlüğünden 2010 yılında Doğal Gaz Boru Hattı Belgesi almıştı. İran ın uluslararası arenadaki mevcut konumu karşısında anılan projenin hayata geçirilip geçirilemeyeceği tartışılır olmakla birlikte, 35 milyar m 3 kapasite hedefleyen projenin Türkiye kısmı için ÇED Raporu yayınlanmış ve Temmuz ayında Bakanlar Kurulu Acil Kamulaştırma Kararı almıştır. Kuzey Irak doğal gaz potansiyelinin Türkiye bağlantısı gerçekleştirilerek değerlendirilmesine yönelik son dönem çalışmalar, Siyah Kalem firmasının konuya dair 2009 yılında müracaatı ile gündeme gelmişti. Geçen süre içinde, ekonomik olarak büyük avantajlar sağlayabilecek bu potansiyelin değerlendirilmesine yönelik olarak TPAO iştiraki olan TPIC in bölgede aktif olması gerekliliği vurgulanmaktadır.ancak TPIC'in bağlı olduğu TPAO ya Irak Merkezi Hükümeti tarafından gösterilen bazı olumsuz tavırlar sonrasında, TPIC in TPAO dan ayrılarak BOTAŞ uhdesine alınması kararı oldukça çarpıcı bir gelişme olmuştur. TPIC ile EXXON Kuzey Irak ta doğal gaz arama çalışmaları, TPIC in yerel yönetim ile 6-7 yerde arama için anlaşma imzalayabileceği gibi haberler medyada yer almıştır. Nihai süreçte TEC (Turkish Energy Company) kuruluşu, BOTAŞ ve TPAO nun bu yapılanmada yer alması; çalışmaların artık TEC tarafından yürütülüyor olması ve Aralık ayında TEC ile Kuzey Irak Bölgesel Yönetimi arasında Ceyhan Terminali ne petrol sevkiyatı ile muhtemelen doğal gaz üretim ve sevkiyatını içeren bazı anlaşmaların imzalanmış olması, bu anlaşmalar konusunda ise Irak Merkezi Hükümeti ile yaşanan krizler ve halen söz konusu anlaşmalar için Irak Merkezi Hükümetinden onay beklenmekte olması yine medyadan takip edilen gelişmelerdir. Diğer taraftan Siyah Kalem firmasının da Irak tan gaz ithali için yıllık azami 3.2 milyar m 3 hacimle EPDK dan lisans alması konuya dair en önemli gelişmeler içinde yer almıştır. Bölgedeki en aktif konumda olan şirketlerden Genel Enerji açıklamalarına göre kuyu başı fiyat USD olan doğal gazın Türkiye ye iletimi için Irak tarafında km boru hattı bağlantısı gerekecektir. Türkiye de yapılması öngörülen Silopi Bismil arasında yeni 300 km. bağlantı boru hattı ile gerekli alt yapının sağlanması hedeflenmektedir. Özellikle İsrail ve Kıbrıs açıklarındaki bulgular başta olmak üzere Doğu Akdeniz'in derin sularındaki doğal gaz potansiyeli son yılların çarpıcı gelişmeleri içinde yer almıştır. İsrail geçtiğimiz Nisan ayında Tamar üretim sahasından karaya gaz sevkiyatına başlamıştır. İsrail, gelecekteki doğal gaz üretiminin kendi tüketim ihtiyacının oldukça üstünde gerçekleşeceği öngörüsü ile, bu fazla üretimin uluslararası düzeyde pazarlanması yönünde alternatif seçenekler üzerinde çalışmakta olup, konuya dair İsrail Hükümeti üretim miktarının % 40 ını geçmemek kaydıyla ihracat yetkisi tanımıştır. Bu seçenekler arasında resmi düzlemde Güney Kıbrıs ile işbirliği ön planda görülmektedir. Güney Kıbrıs ta doğal gaz sıvılaştırma tesisi kurma planları ile ilgili olarak Güney Kıbrıs Rum Yönetimi (GKRY), ABD - İsrail ortaklığının (Noble, Derek) Kıbrıs ta 10 milyar $ tahmini yatırımla söz konusu tesisi kurmasını onaylamış ve GKRY ile İsrailli firmalar arasında mutabakat zaptı imzalanmıştır. Diğer bir seçenek olan Türkiye ve Türkiye üzerinden Avrupa ya gaz naklini sağlayacak bir boru hattı projesinin çok daha az bir maliyetle gerçekleştirilebilecek (2 5 milyar $) olması nedeniyle bu alternatif üzerinde de çalışmalar medyaya yansıdığı üzere ZORLU ve TURCAS gibi bazı gruplar tarafından İsrail li şirketlerle yoğun şekilde sürdürülmektedir. 62

69 3.2.8 Arz Talep Dengesi Yürürlükte olan doğal gaz mevzuatı arz güvenliği çalışmalarının ne şekilde yapılacağı konusuna eğilmemiş olup, talep projeksiyonu ile birlikte doğal gaz arzına ilişkin kısa, orta ve uzun vade öngörüler, hedefler ve altyapı planlama çalışmalarının yapılmasına dair kurumsal bir görevlendirme de ortaya koymamıştır. Elektrik sektöründe TEİAŞ tarafından hazırlanan üretim kapasite projeksiyon raporu gibi kamuoyu ile paylaşılan raporlar gaz sektöründe henüz yer almamıştır. Bu bağlamda arz talep dengesine ilişkin, 2012 yılına ait raporumuzda yer alan BOTAŞ ın 2011 yılında yaptığı analiz, arz talep dengesinin irdelenmesi için yine referans olacaktır. Tablo 3.10 Doğal Gaz Dönemi Arz ve Talebi Yıl Yıllık Arz (MİLYAR M 3 ) Yıllık Talep (MİLYAR M 3 ) Gerekli İlave Arz (MİLYAR M 3 ) ,500 39, * 50,500 41, * 50,500 46, * 50,500 51,168 0, * 50,500 55,272 4, * 50,500 56,392 5, * 50,500 57,666 7, * 50,500 58,292 7, * 50,500 58,965 8, * 50,500 59,519 9, * 50,500 60,104 9, * 50,500 60,767 10, * 50,500 61,544 11, * 50,500 62,491 11, * 50,500 63,537 13, * 50,500 64,721 14, * 50,500 66,009 15, * 50,500 67,353 16, * 50,500 68,691 18, * 50,500 69,73 19,23 Kaynak: BOTAŞ * Varsayım: Yıllık Kontrat Miktarları Tablosunda; Rusya (Batı Hattı) Arzı 2012 den itibaren 6 milyar m 3, LNG Terminali Arzı 2014 te 1,4 milyar m 3, 2015 te 3,1 miyar m 3 olmak üzere toplam 4,5 milyar 63

70 m 3 azalmaktadır. 6 milyar m 3 lik Azeri Faz 2 projesi dikkate alınmamıştır. Ancak yıllık arz; mevcut kontratların da devam ettiği öngörülerek, 2011 yılından itibaren 50,5 milyar m 3 olarak alınmaya devam edilmiştir Tablo incelendiğinde, EGEGAZ LNG Terminali nden Spot LNG girişleri ve 2018 yılından itibaren Azerbaycan Şah Deniz Faz II gaz alım anlaşması doğrultusunda yıllık 6 milyar m 3 miktarın da yıllık arz miktarına eklenmesi gerekmektedir yılından itibaren, 3 milyar m3 hacimle başlamak üzere Kuzey Irak tan gaz girişi olacağı öngörülmekle birlikte, mevcut ilişkiler dikkate alındığında, bu gaz girişinin hangi tarihte gerçekleşebileceği, hangi miktarlara ulaşacağı konusunda bu aşamada bir öngörüde bulunmak mümkün görülmemektedir. Ancak çok iyimser veya çok kötümser bir senaryo olmaması adına bu, Kuzey Irak tan 2018 yılından itibaren 3 yıllık milyar m3 olarak başlayan gaz girişinin nihai süreçte 6 milyar m 3 seviyesine ulaşması; EGEGAZ LNG Terminalinin de yıllık 4 milyar m 3 kapasite ile çalıştırılması durumunda yıllık arz kapasitesi 2018 yılından itibaren 66.5 milyar m 3 i bulmaktadır. Talebin karşılanması hususu yıllık bazda ele alındığında ise uzun dönemli anlaşmaya tabi kaynakların %90 kapasite ile kullanılması senaryosu ile en azından 2022 yılına kadar arz imkanlarının talebi karşılamada yetersiz kalması gibi bir durum görülmemektedir. Ancak arz/talep dengesi açısından asıl çalışılması gereken senaryo günlük bazda olanıdır. Nitekim, 2013 yılı dikkate alındığında Nisan, Mayıs gibi belli aylarda 90 milyon m3 seviyesine düşen günlük talep, çok soğuk kış günlerinde 230 milyon m 3 seviyesine yükselmiştir. İthalat kontratlarında ise taahhüt edilen günlük miktarlar, yıllık miktara bağlı günlük ortalama değerin az bir oran üzerinde olmakta ve böyle bir esnekliğe cevaz vermemektedir. Bu çerçevede, günümüz şartlarında gaz arzı günlük en fazla 195 milyon m 3 olabilmektedir. Aradaki dengesizliği gidermenin en makul çaresi ise yeraltı depolama olanaklarının gerek hacimsel bazda, gerekse günlük geri üretim kapasitesi bazında arttırmaktır. Bu anlamda, gerek BOTAŞ ın yeni Tuzgölü Yeraltı Depolama Tesisi projesi, gerekse TPAO nun mevcut depolama tesisinin kapasitesini artırma projeleri büyük önem taşımakta olup, söz konusu iki projenin tamamlanması durumunda, günlük arz talep dengesinin sağlanmasında yaşanan problem giderilmiş olacaktır. Bununla birlikte anılan projelerin tamamlanması için geçecek birkaç yıllık süreçte soğuk kış günlerinde arzın talep karşısında yetersiz kalması sorunu yaşanmaya devam edecek, çok soğuk kış günlerinde elektrik sektöründe belli saatlerde fiyatların tavan yapması problemi muhtemelen yaşanmaya devam edecektir Elektrik Üretiminin Doğal Gaza Bağımlılığı Doğal gaz talep tahmin çalışmaları açısından doğal gazın elektrik üretiminde ne oranda kullanılacağı en önemli unsur olmakla birlikte, bu tahminin yapılabilmesindeki ana zorluk birçok faktörün önceden öngörülememesi olmaktadır. Değerlendirmelerde, hidrolik, yenilenebilir enerji ve kömür yakıtlı santraller doğal gazlı santrallerden önce gelmekte ve Enerji Bakanlığı nın strateji hedeflerinde elektrik enerjisi üretiminde doğal gazın oranının %30 seviyelerine düşürülmesi yer almaktadır. Ülkedeki yağışlara bağlı olarak hidroelektrik santrallerindeki su seviyesi, rüzgar durumu ve kömür santrallerinin emre amadelik durumu, doğal gaz yakıtlı elektrik üretimine ne ölçüde ihtiyaç olduğunu ortaya koymaktadır. Geçmiş yıllarda BOTAŞ ın al ya da öde mahiyetindeki ithalat kontratlarında taahhüt edilen asgari alım miktarlarının tutturulabilmesi için özellikle yaz dönemlerinde EÜAŞ santralleri ile birlikte TETAŞ tarafından alım garantili BO ve BOT doğal gaz santrallerinde gaz kullanımı, gerçekte ihtiyaç duyulan seviyelerin üzerinde gerçekleşmişti. Ancak, artan tüketimle birlikte, BOTAŞ ın bu problemi 64

71 ortadan kalkmıştır. Diğer taraftan BO ve BOT santralleri ile alım garantili sözleşmelerin yakın gelecekte bitiyor olması, doğal gaz yakıtlı elektrik üretiminin piyasa koşullarında belirlenmesi sonucunu doğuracaktır. Doğal gaz yakıtlı santrallerin kurulu gücünün önemli bir kısmına yılın birkaç günü hariç ihtiyaç duyulmaması, bu üreticiler arasında zorlu bir rekabet yaratacak gibi görünmektedir. Bu rekabet sonucunda ise, yüksek verimli santrallere sahip olanlar ile avantajlı gaz tedarik sözleşmeleri olanlar ayakta kalma şansı bulacak olup, özellikle küçük güçte ve düşük verimli santrallerin giderek devre dışı kalacağı öngörülebilir. Karşı karşıya kalınan rekabet koşulları, elektrik sektöründeki oyuncuların gaz sektöründe tedarik kesitinde de aktif olarak yer almaları sonucunu doğuracaktır. Sektörel tüketimde: 2003 yılında elektrik tüketiminde kullanılan doğal gaz miktarı 13,5 milyar m 3, doğal gaz tüketimi içindeki payı %65 iken, 2012 yılında elektrik tüketiminde kullanılan doğal gaz miktarı 21.6 milyar m 3 e ulaşmış, ancak doğal gaz tüketimi içindeki payı %47.8 e düşmüştür yılında milyar kilovat saate (kwh) ulaşan elektrik üretimi içinde kaynaklar yönünden milyar kwh ve %43,8 lık payla doğal gaz ilk sırada yer almakla birlikte, bu oran geçtiğimiz yıllara göre önemli bir azalış göstermiştir. Kurulu güç açısından ise 2013 sonu itibarıyla doğal gaz santralleri, megavat (MW) kapasite ile toplam MW kurulu kapasite ile aşağı yukarı aynı düzeyde bulunan hidro elektrik kurulu gücü ile birlikte ilk sırada gelmektedir. Buna göre 2013 yılında doğal gazlı santraller için kapasite kullanım faktörü %56 seviyesinde gerçekleşmiştir. Tablo Sonu İtibarıyla Doğal Gaz Santralleri (Kaynak: TEİAŞ-EPDK) Yatırımın Durumu Kurulu Güç (MW) Faal Durumda Yatırım Aşamasında Lisans Alma Aşamasında Ara Toplam Lisans İptali İçin Başvuranlar TOPLAM Bu rakam, bugünkü toplam kurulu gücün %77,6' sına eşdeğerdir. Ancak sektörü değerlendiren uzmanlar, bu proje stokunun yalnızca üçte birinin gerçekleşebileceğini, projelerin büyük çoğunluğunun finansman bulamama vb. nedenle iptal olacağını ifade etmektedir. Doğal gaz santral projelerinin yalnızca üçte birinin gerçekleşmesi durumunda bile, gaz santrallerinin kurulu gücünün MW ye ulaşması halinde, gaz yakıtlı santrallerin gereksineceği yıllık gaz ihtiyacı ise yaklaşık 35 milyar m 3 ü aşabilecektir. Bu rakam 2013 gaz tüketiminin dörtte üçünden fazladır. Doğal gaz santral proje stokunda düşük gerçekleşmeler bile olsa, devreye girecek yeni 65

72 santrallerle, ETKB nin Strateji Belgelerinde yer alan, elektrik üretiminde doğal gazın payının %30 un altına düşürme hedefinin kolayca gerçekleştirilebilir olmayacağını ortaya koymaktadır Sayılı Kanun Değişikliği, Mevzuattaki Gelişmeler 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu nda değişiklikler yapılarak doğal gaz piyasasının tabi olacağı yeni kanun taslağı 2012 yılı Eylül ayında Enerji Bakanlığı tarafından kamuoyu ile paylaşılmış ve görüşlere açılmıştı. Gelen görüşler doğrultusunda ve interaktif bir süreçle taslağa son şeklinin verilmesi istenirken, bu süreç devam etmemiş, 2012 yılında hazırlanan kanun taslağı Enerji Bakanlığı tarafından tekrar revize edilerek Bakanlar Kurulu onayına sunulmuştur yılında kamuoyu ile paylaşılan taslakta yer alan ve 4646 sayılı Kanun la karşılaştırıldığında göre göze çarpan değişiklikler şöylece özetlenebilir: - Lisanslama süreçlerinde EPDK tarafından Enerji Bakanlığı nın da görüşüne başvurulması, dolayısı ile Bakanlığın piyasa faaliyetlerinde etkisinin artması - Kontrat devirlerinin yapılamaması durumunda miktar devirlerinin Bakanlık tarafından yayınlanacak bir yönetmelikte yer alacak usul ve esaslar çerçevesinde gerçekleştirilmesi - Piyasa aktörleri arasında tüm ilişkilerin yazılı sözleşmeler tahtında gerçekleştirilmesi, bu sözleşmelerin bir kopyalarının EPDK ya gönderilmesi - BOTAŞ ın mevcut kontratı olan taraflarla ithalat anlaşması yapılabilmesinin belli şartlara bağlanması - Belli tüketici gruplarının gaz alım fiyatları konusunda sübvanse edilmesine karar verilirse, bunun piyasa aktörleri (ki burada söz konusu olan BOTAŞ fiyat uygulamalarıdır.) fiyat uygulamaları dışında, ilgili Bakanlıklar ın koordinasyonunda mekanizmalarla gerçekleştirilmesi - Yeni kurulacak LNG Terminalleri ve Yeraltı Depolama tesisleri için tesis sahiplerine kapasite kullanımı konusunda belli bir dönem boyunca serbesti tanınması, bu kapasitenin üçüncü tarafların kullanımına açmama yetkisi verilmesi - Elektrik piyasasına dair yeni yayınlanan 6446 sayılı Kanunda da yer alan EPİAŞ yönetiminde sektörün borsa yapısının kurulması Yukarıda da değinildiği üzere 2013 yılı Aralık ayında Bakanlar Kurulu imzasına açılan son taslak kamuoyu ile paylaşılmamış olmakla birlikte; belli tüketici grupları için sübvansiyon, yeni LNG Terminalleri ve Depolama Tesislerinde kapasite kullanımına dair muafiyet ve ithalat ile ilgili 2012 yılında yer alan hükümlerin son taslakta yer almadığı dile getirilmektedir. Rekabet Kurumu, 2013 yılında yeni Doğal Gaz Piyasası Kanunu ile ilgili olarak, Kurum önerilerini ortaya koyan bir çalışma yayınlamıştır. Çalışmada yer alan dikkat çeken bazı görüşler aşağıda belirtilmektedir. - Kontrat devri yönteminin Kanun dan çıkarılması, tamamen miktar devrine dönülmesi - İthalat konusunda tüm sınırlamalarla birlikte BOTAŞ a getirilen sınırlamanın da kaldırılması - BOTAŞ ın dikey bütünleşik yapısının bozulmaması, ancak ithalat, iletim, depolama faaliyetlerinin hukuki ayrıştırma yöntemi ile ayrı tüzel kişilikler haline getirilmesi, 233 sayılı KHK kapsamından çıkarılarak halka arz yönteminin benimsenmesi 66

73 4. PETROL Doğal gazın ikame edici etkisi nedeniyle, ülkemizde son yıllarda petrol tüketimi kayda değer bir artış göstermemektedir. Günümüzde, petrolde %92, doğal gazda %98 olan dışa bağımlılık oranının önümüzdeki yıllarda süreceği tahmin edilmektedir. Türkiye'de yılda yaklaşık 30 milyon ton ham petrol ve petrol ürünleri tüketilmektedir yılında yaşanan küresel ekonomik kriz nedeniyle ülkemizde petrol tüketiminde 2008 yılına göre yaklaşık %17 civarında azalma olmuştur yılında toplam enerji tüketimi içinde petrolün payı %40,6 civarında iken 2012 yılında bu oran %27 lere düşmüştür. ETKB tarafından yapılan tahminlere göre, 2023 yılı için toplam enerji talebinin 2011 e göre %90 artarak 115 milyon TEP ten 218 milyon TEP e çıkması beklenmektedir. Petrol talebinin ise 2023 yılında, 2011 e göre %80 artmasının öngörülmesine karşın, toplam enerji tüketimi içindeki payının değişmeyeceği, doğal gazın payının ise kömür kullanımındaki artış ve %4 oranında nükleer enerji kullanımının devreye girmesiyle %32 den %23 e düşeceği tahmin edilmektedir yılı petrol piyasası ithalat, üretim ve tüketim detaylarına ilişkin veriler, bu verilerin tümünün toplandığı tek merci olan EPDK tarafından her yıl yayınlanan sektör raporlarında kamuoyu ile paylaşılmaktadır. Ancak bu raporların yayınlanması yılın ikinci yarısını bulduğu ve 2013 raporu henüz yayınlanmadığı için, bu çalışmamızda, ağırlıkla bir önceki yıla ait veriler irdelenecektir döneminde yıllar itibariyle Türkiye de üretilen ham petrol miktarları, aşağıdaki grafikte görülmektedir. Şekil 4.1 Türkiye de Ham Petrol Üretimi Kaynak: PİGM 67

74 Türkiye de 2012 yılında, 121 petrol sahasından ton ( varil) ham petrol ve 54 doğal gaz sahasından ise m 3 doğal gaz üretimi gerçekleştirilmiştir yılı petrol üretiminin ise 2.4 milyon ton olduğu açıklanmıştır. Türkiye de bugüne kadar yaklaşık 140 milyon ton petrol ve 13,5 milyar m 3 doğal gaz üretimi gerçekleştirilmiştir. Son on yılda Türkiye petrol üretiminde %4 oranında düşüş gözlenmiştir. Türkiye de yeni petrol sahalarının keşfedilmesi ve ikincil üretim yöntemlerinin geliştirilmesi ile üretim düşüş hızı kısmen engellenmiştir. Tablo 4.1 Yıllar İtibarıyla Türkiye nin Ham Petrol Üretimi (M. TON) Yıllar T.P.A.O. Özel Sektör TOPLAM yılında gerçekleşen ham petrol üretimimiz 2,3 milyon ton, ortalama günlük üretim 44 bin varil olup, üretimin tüketimi karşılama oranı %9 dur yılı, ayrıntı verilmeksizin 2.4 milyon ton olarak açıklanmıştır. 68

75 Şekil 4.2 Türkiye de Ham Petrol Üretiminin Şirketler Bazında Dağılımı Kaynak: TPAO Türkiye de döneminde, toplam 4262 adet kuyu açılmış olup, yaklaşık 7,9 milyon metre sondaj yapılmıştır. Şekil Sonu İtibariyle Türkiye de Açılan Kuyular Sayı ve Metrajı Kaynak: PİGM Türkiye de 2012 yılında petrol hakkı sahibi şirketler tarafından 83 adet arama ( m), 24 adet tespit ( m) ve 51 adet üretim ( m) kuyusu sondajı olmak üzere toplam 158 adet sondaj gerçekleştirilmiş olup, bu kuyularda toplam m sondaj yapılmıştır (Şekil 4.3). 69

76 Açılan toplam 158 adet kuyudan 40 adedi petrollü, 17 adedi gazlı ve 74 adedi kuru kuyu olarak tamamlanmış olup, 27 adet kuyudaki çalışmalar ise tarihi itibariyle devam etmektedir (Şekil 4.4). Şekil 4.4 Türkiye de 2012 Yılında Açılan Kuyuların Sonuçları Kaynak: PİGM 2012 yılı sonu itibariyle Türkiye de 26 adet yerli ve 24 adet yabancı olmak üzere toplam 50 adet şirket arama ve/veya üretim faaliyetinde bulunmuştur (Şekil 4.5). PETROL ARAMA ÜRETİM ŞİRKETLERİ Şekil 4.5 Türkiye de Petrol Arama ve Üretim Şirketleri Kaynak: PİGM Toplam 364 ruhsatın %37 sini oluşturan 135 adedi TPAO ya, %63 ünü oluşturan 229 adeti ise diğer şirketlere aittir. 70

77 TOPLAM: 364 Adet km 2 Şekil 4.6 Türkiye de 2012 Yıl Sonu Arama Ruhsat Dağılımı Kaynak: PİGM Şekil Yılları Arasında Yapılan Keşifler Kaynak: PİGM 71

78 Şekil 4.8 Ortalama Sondaj Maliyetleri Kaynak: PİGM Tablo 4.2 Sektörün Teknik Kapasitesi Sondaj Kapasitesi Şirket Sayısı 17 Kule Sayısı 74 Toplam Sondaj Kapasitesi Metre /yıl Kapasite Kullanım Oranı % 50 Kaynak: PİGM 72

79 Şekil /2012 Döneminde Yapılan Sondaj Metrajları Kaynak: PİGM 2012 yılında yaklaşık olarak 300 bin metre sondaj yapılmıştır. Şekil 4.10 Petrol ve Doğal Gazın Arandığı Alanlar Kaynak: PİGM 73

80 Bugüne kadar karaların %20 si, denizlerin ise %1 i sondajlı olarak aranabilmiştir. Bu aramaların %75 i Güneydoğu Anadolu da, %17 si Trakya da, %8 i ise diğer bölgelerde gerçekleştirilmiştir. Son yıllarda deniz sondaj teknolojisindeki gelişmeler sonucunda, su derinliklerinin ( m) olduğu alanlarda arama ve üretim imkanlarının ortaya çıkması ile denizlerimizde hidrokarbon aramacılığı hızla oluşturulmuştur. TPAO nun Karadeniz, Akdeniz ve Ege de arama faaliyetleri 2004 yılından itibaren sürdürülmektedir. TPAO'nun Akdeniz ve Karadeniz deki sondaj faaliyetleri de devam etmektedir. Türkiye de Petrol Rezervleri 2012 yılı yurtiçi üretilebilir petrol rezervi 294,8 milyon varil (43,2 milyon ton) olup, yeni keşifler yapılmadığı takdirde, bugünkü üretim seviyesi ile yurtiçi toplam ham petrol rezervinin 18,5 yıllık bir ömrü bulunmaktadır. Türkiye deki petrol sahalarının %7 si milyon varil rezerve sahip olup, kalan %93 ünün rezervi 25 milyon varilden azdır. Tablo Yılı Türkiye Ham Petrol Rezervleri Şirket Rezervuardaki Petrol (*) Milyon Varil Milyon Ton Üretilebilir Petrol Milyon Varil Milyon Ton Kalan Üretilebilir Petrol Milyon Varil Milyon Ton T.P.A.O ,1 820,8 758,7 111,5 224,7 33,4 N.V.Turkse Perenco 656,5 88,9 330,7 45,1 11,65 1,6 Transatlantik E.M.I. & DMLP 539,0 73,2 98,5 13,4 11,85 1,6 Ltd. Tiway & T.P.A.O. 49,6 6,95 19,6 2,7 0,89 0,11 N.V.Turkse Perenco & 112,0 15,6 32,1 4,5 13,7 1,95 T.P.A.O. Güney Yıldızı Petrol+Aladdin+ 108,0 15,6 24,05 3,4 13,2 1,8 Madison (Turkey) LLC.+ Talon Arar 56,3 8,08 16,9 2,4 16,89 2,3 Extreme-Petrako 8,4 1,16 1,7 0,24 1,68 0,23 TPIC 0,66 0,10 0,66 0,10 0,11 0,20 Amity Oil & T.P.A.O 0,14 0,16 0,14 0,02 0,07 0,01 Diğer 0,14 0,21 0,15 0,02 0,035 0,001 Toplam 7.044, ,6 1, ,4 294,8 43,2 *İspatlanmış muhtemel ve mümkün rezervler toplamıdır. Kaynak: TPAO RAFİNAJ Ülkemizde, Türkiye Petrol Rafinerileri A.Ş. (TÜPRAŞ) ne ait İzmit, İzmir, Kırıkkale ve Batman olmak üzere toplam dört adet rafineri faaliyet göstermektedir yılında işletmeye alınan ATAŞ Rafinerisi ise Temmuz 2004 tarihinde depolama faaliyetlerine yönelerek rafineri faaliyetlerine son vermiştir. ATAŞ Rafinerisinin faaliyetlerine son vermesi ile 32 milyon ton/yıl olan Türkiye toplam rafineri kapasitesi 28,1 milyon ton/yıl a düşmüştür. 74

81 2007 yılında Doğu Akdeniz Petrokimya ve Rafineri Sanayi ve Ticaret Anonim Şirketi ne 15 milyon ton/yıl kapasiteli Ceyhan/Adana da, 2010 yılında ise Socar & Turcas Rafineri Anonim Şirketi ne 10 milyon ton/yıl kapasiteli Aliağa/İzmir de rafineri kurulması için lisans verilmiştir. 5 milyar $ yatırım bedeli tutarında Star Rafinerisi nin temeli 25 Ekim 2011 tarihinde atılmış olup, Star Rafinerisinde LPG ve Nafta üretiminin PETKİM için; dizel ve jet yakıt üretiminin ise yurt içi piyasalar için hizmete sunulması planlanmaktadır. Tablo 4.4 Rafinaj Sektöründe Kurulu Kapasite ve Kapasite Kullanım Oranları Rafineri Kapasite ve KKO* Yıllar (Mton/yıl ve %) Kapasite 11,0 11,0 11,0 11,0 İzmit KKO 75,0 76,1 82,1 86,9 Kapasite 11,0 11,0 11,0 11,0 İzmir KKO 67,0 67,0 73,3 77,7 Kapasite 5,0 5,0 5,0 5,0 Kırıkkale KKO 62,0 52,5 59,1 60,8 Kapasite 1,1 1,1 1,1 1,1 Batman KKO 58,0 81,8 86,0 88,7 Kapasite 28,1 28,1 28,1 28,1 TOPLAM KKO 69,0 68,4 74,7 78,7 * KKO: Kapasite Kullanım Oranı Kaynak: EPDK Rafinerilerde İşlenen Ham Petrol 2012 yılında TÜPRAŞ, 19,5 milyon ton ham petrol ithal etmiş ve 2,3 ton yerli ham petrol almıştır. TÜPRAŞ a ait 4 rafineride toplam 22,1 milyon ton ham petrol işlenmiştir yılında toplam ham petrol temininde 2011 yılına göre yaklaşık %6 oranında artış görülmektedir. Ülkemizde aktif olarak rafinasyon faaliyetinde bulunan rafinerici lisansı sahiplerinin işledikleri ham petrol miktarları ile rafineri kapasiteleri dikkate alındığında, rafinerilerin kapasite kullanım oranlarının 2011 yılı için %74,7 iken, 2012 yılı için %78,7 (Tablo 4.4) olduğu görülmektedir. Yıl içinde rafinaj işlemine tabi tutulan ham petrolden ağırlıkça %35 oranında motorin türleri, %20 oranında benzin türleri, %5 oranında ise ayaryakıt (fuel oil) türleri üretilmiştir. Tablo Yılı Üretim Miktarları (ton) Ürünler Değişim(%) Benzin Türleri Motorin Türleri Fuel Oil Türleri Diğer Ürünler Toplam Kaynak: EPDK 75

82 Tablo 4.5 te verilen veriler incelendiğinde; 2012 yılına ait benzin ve motorin türleri üretiminin önceki iki yıla göre arttığı, 2012 yılında fuel oil üretiminin ise %56 oranında azaldığı gözlenmektedir. Tablo Rafinerici Lisans Sahiplerinin Ham Petrol İthalatı (1.000 ton) ÜLKE Miktar Pay (% ) İran Rusya S.Arabistan Irak Kazakistan Suriye İtalya Azerbeycan Libya Nijerya Toplam Kaynak: EPDK İthalat yoluyla temin edilen ham petrolün %96 lık bölümünün sadece altı ülkeden ithal edildiği ve yıllarında ithalat yapılan ülkelerin sıralaması değişmekle birlikte bu beş ülkenin aynı kaldığı ve 2012 yılında yüksek miktarda ham petrol ithalatı yapılan ülkelere Libya nın eklendiği görülmektedir yılında rafinerici lisansı sahipleri tarafından yapılan ham petrol ithalatı irdelendiğinde; ithal edilen ham petrolün ortalama varil fiyatının yaklaşık 111 ABD Doları (817 ABD Doları/ton) ve yoğunluğunun ise 857 ton/m 3 (33,6 API graviteli) olduğu görülmektedir. İran, Rusya Federasyonu, Irak, Suudi Arabistan, Kazakistan ve Libya menşeli ham petrolün ithal edildiği dikkate alındığında, 2012 yılında da rafine edilen ham petrolün kükürt oranlarının yüksek olduğu anlaşılmaktadır. Tablo 4.7 Rafinerici Lisansı Sahiplerinin Petrol Ürünleri İthalat Miktarları(ton) Değişim(%) Ürünler Motorin Kırsal Motorin Fuel Oil Türleri Jet Yakıtı Toplam Kaynak: EPDK Tablo 4.7 de Rafinerici lisansı sahiplerinin petrol ürünleri ithalat miktarları verilmektedir yılına göre, 2011 yılında petrol ürünleri ithalatında ciddi bir düşüş olduğu, ancak bu düşüşün 2012 yılında devam etmediği görülmektedir. 76

83 Tablo 4.8 Rafinerici Lisansı Sahiplerinin Yıllara Göre Petrol Ürünleri İhracat Miktarları (ton) Değişim(%) Ürünler Benzin Türleri Motorin Türleri Diğer Motorin Fuel Oil Türleri Havacılık Yakıtları Denizcilik Yakıtları Diğerleri Toplam Kaynak: EPDK Tablo 4.8 de 2011 yılında toplam petrol ürünleri ihracatında 2010 yılına göre %5 oranında artış gözlenmiş olup, ihracatta en büyük artış yüzdesel olarak havacılık yakıtlarında ve benzin türlerinde gerçekleşmiştir. Petrol ürünleri ihracatı döneminde artış gösterse de, anılan ürünlere ilişkin ihracat artışı döneminde oldukça artmıştır yıllında petrol ürünleri ithalatı bir önceki yıla göre toplamda %12 lik artış göstermekte olup, bu artış denizcilik yakıtları, motorin ve benzin türleri ihracatından kaynaklanmaktadır tarihi itibariyle fuel oil türlerinin içerdiği ağırlıkça kükürt oranlarının ppm in altına düşürülmesine ilişkin yapılan yasal düzenleme sonucunda 2012 yılında fuel oil türleri ihracatında ciddi düşüş yaşanmıştır. Fuel oil türlerinin özelliklerinde yapılan bu değişiklik rafinerici lisansı sahiplerinin denizcilik yakıtı üretimi ile ihracatının artmasına neden olmuştur. Şekil 4.11 Tüpraş Rafinerileri Kaynak: OMV 77

84 Petrokimya Petrokimya Sanayi, petrol rafineri ürünleri ve doğal gazdan başlayarak plastik, lastik ve elyaf ham maddeleri ve diğer organik ara mallar üreten bir sanayi dalıdır. Ambalaj elektronik otomotiv inşaat tekstil ve tarım gibi birçok sektöre girdi sağlamaktadır. Bir başka deyişle petrokimya sektörü diğer sektörlere girdi sağlayan lokomotif bir sektördür. Petrokimya sektörü dünya ekonomisinin çok önemli bir bölümünü oluşturmaktadır, bugün kimya sanayi 3,5 trilyon dolarlık seviyeye ulaşırken, bunun %35 lik bir bölümünü petrokimya oluşturmaktadır. Petrokimya Sanayi Türkiye ye 1960 lı yıllarda gelmiş ve kısa sürede hızlı bir gelişim göstermiştir yılında, ülkede Petrokimya Sanayi geliştirilmesi amacıyla PETKİM kurulmuş ve 1970 yılında devreye alınmıştır. Komplekste yer alan ünitelerin büyük bir kısmı yenilenmiş ve hızla artan yurt içi talebini karşılamak amacıyla PETKİM in ikinci kompleksi, 1985 yılında Aliağa da devreye alınmıştır. Aliağa Kompleksi Fabrikaları o günlerin optimum kapasiteleri ve oldukça ileri teknolojileriyle kurularak 1985 yılı itibarıyla devreye alınmıştır. PETKİM, tarihinde özelleştirilerek %51 hissesi SOCAR&Turcas Petrokimya A.Ş ye devredilmiştir. Mart 2012 de %10 luk kamu hissesi daha özelleştirilmiş ve daha önce küçük ortağının da hisseleri devir alan SOCAR ın payı %61 e çıkmıştır. Petrokimya sektörü ülkemizdeki toplam kimyasal üretiminin %25 ini temsil etmekte olup, PETKİM bugün ülkemizin en büyük petrokimyasal üreticisi olarak Türkiye Kimya Sanayinin en büyük bileşenlerinden biridir. Türkiye de petrokimya sektörü son 20 yıllık zaman diliminde %12 oranında büyümüştür, bu büyüme rakamı sektörde yatırımı kaçınılmaz hale getirmiştir. Gerekli yatırımların zamanında ve doğru bir şekilde hayata geçirilmemesi halinde sektörün ciddi bir tehditle karşı karşıya kalabileceği söz konusudur. Ülkemizdeki talebin ancak %25 i yerli üretimle karşılanabilmiştir. Petrokimyadaki bugün 10 milyar dolar olan ithalat oranının 2023 yılında 20 milyar dolara ulaşacağı tahmin edilmektedir. Yerli üretimin desteklenmesi de bir zorunluluk olarak öne çıkmaktadır. Ülkemizin kalkınma hedefleri birçok sektörde beklenen gelişmeler, hızlı nüfus artışı gibi faktörler göz önünde bulundurulduğunda, Türkiye petrokimya sanayinin büyük bir gelişme potansiyeline sahip olduğu görülmektedir. PETKİM, Doğu Akdeniz in en önemli üretim merkezlerinden biridir. Derin deniz ve rafineri bağlantıları olduğu gibi halen PETKİM sahasında yeni bir rafineri ve liman kurma çalışması sürmektedir. Petrol Fiyatları yılları global mali krizin ardından bir süre durulan petrol fiyatları, 2010 yılının son çeyreğinden itibaren artmaya başlamış, 2011 yılı başındaki Arap Baharı süreciyle birlikte hızla artmıştır yılında da petrol fiyatlarının son iki buçuk yıllık döneme paralel bir seyir izlediği görülmektedir ham petrol fiyatları İran ın ihracatının düşmesiyle Mart ayında zirve yapmıştır, ancak ABD, Libya ve diğer OPEC üreticilerinin ham petrol arz artışı ile fiyatlardaki artışın hafiflediği görülmektedir yılından itibaren ABD de petrol üretim artışının çok yükselmesi ile West Texas Intermediate (WTI) fiyatı Brent fiyatından 2012 ve 2013 yıllarında ortalama $/varil daha düşük olmuştur. Doğal gaz fiyatları, Avrupa ve Asya'da yükselmiş olup, Kuzey Amerika'da ise artan doğal gaz üretimi ile doğal gaz fiyatları düşmüştür. 78

85 Şekil 4.12 Brent Ham Petrol Fiyatlarının Yıllar İtibarıyla Ortalama Seyri Kaynak: EİA Şekil Türkiye Petrol Faturası Dönemi Petrol faturalarına baktığımızda artan ham petrol fiyatlarına paralel olarak ham petrole ödenen döviz miktarının arttığı görülmektedir yılında ham petrole ve petrol ürünlerine ödenen ithalat tutarı, PETFORM verilerine göre, 31,5 milyar $ a ulaşmıştır. Ülkemizde 2012 yılı sektörel petrol tüketimine baktığımızda %86 ile en çok ulaşım sektöründe kullanıldığını görmekteyiz. Konutlar ve sanayideki kullanım oranı %6,7, tarım sektöründeki kullanım oranı %4,8, elektrik üretimindeki kullanım oranı ise %2,4 olmuştur. 79

86 Şekil Yılı Türkiye Sektörel Petrol Tüketimi Petrol Sektörü ile ilgili tespitler Ülkemizin mevcut jeolojik konumu ve denizlerimizdeki su derinliğinin yüksek olması nedenleriyle, petrol aramacılığı riskli, bir o kadar da masraflıdır. Ülkemizde ticari değere sahip bir petrol varlığı mevcuttur. Ülkemiz, bilinen dünya rezervlerinin, %70 inden fazlasına ev sahipliği yapan bir coğrafyada yer almaktadır. Ülkemiz mevcut ithalat ve tüketim hacmiyle, petrol ve doğal gaz yatırımları için kayda değer bir büyüklüktedir. Petrol ve doğal gazda halen son derece yetersiz olan yerli üretimin ülke talebini karşılama oranının yükseltilmesi için çalışmalar hızlandırılmalıdır. Kaynaklar 1. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı 2. Petrol İşleri Genel Müdürlüğü, Faaliyet Raporları, TPAO, Faaliyet Raporu EPDK, hhttp:// 6. World Energy Outlook 2012, International Energy Agency, Special Report 7. International Energy Outlook, Energy Information Administration, U.S. Department of Energy 80

87 Zonguldak Türkiye nin Enerji Görünümü 5. KÖMÜR POTANSİYELİ Bu bölüm, jeofizik mühendisi, TMMOB Jeofizik Mühendisleri Odası Enerji Çalışma Grubu Başkanı ve DEK-TMK dönemi Denetim Kurulu Üyesi Çetin Koçak'ın DEK-TMK 2013 Enerji Raporu için hazırladığı çalışmadan derlenmiştir. 5.1 Türkiye Kömür Rezervleri Türkiye de kömür genel olarak linyit ve taş kömürü başlıkları altında değerlendirilmekte olup, taş kömürü rezervleri TTK tarafından, linyit rezervleri ise Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜAŞ), Türkiye Kömür İşletmeleri (TKİ) ve özel sektör tarafından işletilmektedir. Taş kömürlerinin tamamı, linyitlerinin ise %88 i kamuya ait ruhsat sınırları içinde bulunmaktadır. Bunların dışında kalan asfaltit ve petrokok, oluşum bakımından petrol kökenli olmakla birlikte, katı fosil yakıt kapsamında kömürlerle birlikte incelenmiştir. Ülkemizde, çok sınırlı doğal gaz ve petrol rezervlerine karşın, 512 milyon tonu görünür olmak üzere, yaklaşık 1,3 milyar ton taşkömürü ve 13 milyar tonu görünür rezerv niteliğinde toplam 14 milyar ton linyit rezervi bulunmaktadır. Ancak dünyadaki ülkelerin büyük bölümünde, kanıtlanmış ekonomik üretilebilir kömür miktarlarına rezerv denirken, Türkiye deki rezerv tanımlarına, dünyada kaynak denilmektedir. Bu nedenle Türkiye deki kömür rezervi kavramı dünyaya uyum sağlayacak şekilde değişmelidir. Yukarıdaki kavrama uygun Türkiye kömür rezervlerinin hesaplanmasına ilişkin yapılan çalışma, kömür rezervlerinin santral potansiyeli bölümündedir Taşkömürü Rezervleri Türkiye de bulunan taşkömürlerinin ruhsatı Türkiye Taş Kömürü Kurumunun (TTK) uhdesindedir. Tablo Yılı TTK Ruhsatlı Kömür Sahalarına ait Rezervler 2013 YILBAŞI TTK TAŞKÖMÜRÜ REZERVLERİ YERİ REZERVLER ( ton) İL Müessese Kömürlerin Özelliği Hazır Görünür Muhtemel Mümkün Toplam AID kcal/kg Bartın Amasra Koklaşmaz Armutçuk Yarı Koklaşır Kozlu Koklaşabilir Üzülmez Koklaşabilir Karadon Koklaşabilir TOPLAM Kaynak: TTK

88 Zonguldak ve Bartın illeri sınırlarında bulunan taş kömürlerinin ortalama alt ısıl değeri kcal/kg arasında değişmekte olup bitümlü kömür kategorisinde yer almaktadır yılbaşı itibari ile taş kömürü toplam rezervi 1 milyar 314 milyon tondur. Toplam rezervlerin; %40 ı hazır ve görünür, kalan %60'lık kısmı ise muhtemel ve mümkün rezervler kategorisinde olup yaklaşık %69 u koklaşabilir niteliğindedir. Taşkömürü rezervlerinin bulunduğu Havza nın sınırlarının belirlenmiş, etüt ve rezerv sondajlarının yapılmış olması nedeniyle, kömür rezervinin çok fazla gelişmesi beklenmemektedir. Ancak yapılacak yeni etütlerle görünür ve üretilebilir rezerv niteliğindeki bölümü arttırılabilir Linyit Rezervleri Linyit rezervleri ülke geneline yayılmıştır. Hemen hemen bütün coğrafi bölgelerde ve kırktan fazla ilde linyit rezervlerine rastlanılmaktadır. Türkiye linyit rezervleri, yapılan aramalar ve rezerv geliştirme etütleriyle artmaya devam etmektedir. Tablo Yılı Türkiye Linyit Rezervleri 2013 TÜRKİYE, KAMU SEKTÖRÜ(EÜAŞ, TKİ, MTA) LİNYİT REZERVLERİ YERİ REZERVLER(1000 Ton) İL İLÇE Görünür Muhtemel Mümkün Toplam (AID) kcal/kg Kuruluşu Adana Tufanbeyli TKİ Ankara Beypazarı EÜAŞ Afyon Dinar * MTA Bingöl Karlıova TKİ Bolu Göynük TKİ Bursa Keles TKİ Bursa Davutlar TKİ Bursa Orhaneli TKİ Çanakkale Çan TKİ Çorum Alpagut TKİ Çorum Osmancık TKİ Eskişehir Alpu* MTA İstanbul Çatalca EÜAŞ Kırklareli Vize* MTA K.Maraş Elbistan*** EÜAŞ K.Maraş Elbistan EÜAŞ 82

89 Konya Beyşehir TKİ Konya Ilgın TKİ Konya Karapınar EÜAŞ Kütahya Seyitömer EÜAŞ Kütahya Tavşanlı TKİ Manisa Soma TKİ Muğla Milas** TKİ Muğla Yatağan** TKİ Tekirdağ Merkez EÜAŞ Tekirdağ Saray TKİ Sıvas Kangal EÜAŞ Diğer Kamu KAMU TOPLAMI ÖZEL SEKTÖR TÜRKİYE TOPLAMI Kaynak: MTA 2013, TKİ 2013, ETKB 2011 *Rezerv çalışmaları devam eden sahalar. **2013 yılı içinde özelleştirilmek üzere, Yeniköy Elektrik Üretim A.Ş.ye (YEAŞ) devredildi. ***En büyük rezerv artışı olarak, EÜAŞ a bağlı Elbistan Linyit havzasının büyük bölümünde MTA nın yaptığı etüt ve sondajlardan sonra havzanın toplam görünür rezervi 4,4 milyar tona yükselmiştir. Havzada, MTA nın etüt ve değerlendirme yapmadığı diğer bölümlerinde TKİ nin yaptığı değerlendirmelerle birlikte Havzanın görünür rezervi 5 milyar ton civarında olup, bu miktar tabloya yansıtılmamıştır. Linyit rezervlerimizin çoğunluğu yılları arasında bulunmuştur. Bu dönemden sonra kapsamlı rezerv geliştirme etüt ve sondajları yılları arasındaki linyit arama çalışmalarıdır. Enerjide dışa bağımlılığımızın giderek artması yanında pahalı oluşu, yerli kaynaklara daha fazla yönelmemizi gerektirmiştir. Bu anlayışla Linyit Rezervlerimizin Geliştirilmesi ve Yeni Sahalarda Linyit Aranması Projesi TKİ koordinatörlüğünde, teknik olarak MTA nın sorumluluğunda, ETİ Maden, TPAO, EÜAŞ, TTK ve DSİ nin katılımı ile 2005 yılında başlatılmıştır. Son yıllarda ağırlıklı olarak MTA nın sorumluluğunda olan aramalar devam etmekte olup her yıl kömür rezervleri geliştirilmektedir. Bu çalışmalar ile Afşin- Elbistan Linyit Havzası dışında Trakya havzasında, Manisa-Soma havzasında, Konya-Karapınar havzasında, Afyon-Dinar, Eskişehir Alpu, Kırklareli-Vize de yeni kömür rezervleri bulunmuş, bilinen sahalarda ise rezerv artışları sağlanmıştır. Yapılan çalışmalarda, en büyük rezerv artışı Elbistan havzasında olmuştur. Yapılan etüt ve sondajlardan önce 3,3 milyar ton olan rezerv yaklaşık 1 milyar ton artarak 4,4 milyar tona çıkmıştır. Ancak etüt ve sondaj yapılmayan Elbistan havzasının ortasındaki Çöllolar bölge- 83

90 sinde havza kuzeyinde 2005 yılından sonra yapılan etütlerle tespit edilen kömür yoğunluğuna göre yeniden değerlendirme yapılmamıştır. TKİ nin havzanın tamamında 2000 yılında yaptığı değerlendirmelerin bu kesimlerdeki değerleri dikkate alındığında Havzanın görünür rezervinin 5 milyar tondan fazla olduğu anlaşılmakta olup bu değer, rezerv tablosuna yansıtılmamıştır. Bunun dışında, MTA nın yaptığı etüt ve sondajlarla Afşin Elbistan da büyük havzanın yakınında bin ton, Konya Karapınar da bin ton ile Trakya ve Soma havzalarında ki artışlara ilave olarak rezerv çalışmaları devam eden havzalardan, Afyon Dinar da bin ton, Eskişehir Alpu da bin ton, Kırklareli-Vize de bin ton olmak üzere 2013 itibariyle, Türkiye toplam linyit rezervi 14 milyar tona ulaşmıştır (Tablo 5.3). Tablo Yılı Türkiye Özel Sektör Linyit Rezervleri 2011 ÖZEL SEKTÖR LİNYİT REZERVLERİ YERİ REZERVLER (1.000 ton) (AID) İL İLÇE Görünür Muhtemel Mümkün Toplam kcal/kg Adana Tufanbeyli* Adıyaman Gölbaşı* Ankara Gölbaşı/Ş.Koçhisar /Çubuk/Gölbaşı/ Beypazarı/Ayaş Çanakkale Bayramiç/Çan/ Yenice/Avacık Çankırı Ilgaz/Yapraklı/ Orta/Şabanözü Edirne İpsala/Keşan/Meriç /Merkez/Süloğlu/ Uzunköprü İstanbul Beykoz/Çatalca/ Eyüp/Gazios/ Sarıyer/Silivri/ Şile Karaman BaşyaylaErmenek Kırklareli Pınarhisar Konya Beyşehir/Ilgın Manisa Akhisar/Gördes/ Kırkağaç/Soma/ Alaşehir/Merkez Muğla Merkez/Milas/ Yatağan Tekirdağ Malkara* Başlıca Özel Sek. Toplamı Diğer Özel Sektör Toplamı ÖZEL SEKTÖR TOPLAMI Kaynak: ETKB/EİGM/MİGEM 2011, *2013 değerleri Türkiye linyit rezervleri toplamının yüzde on ikisine sahip olan özel sektörün uhdesinde 350 adetten fazla linyit sahası ruhsatı bulunmaktadır. Özel sektör kömür sahalarındaki rezervler, kamu tarafından ayrıntılı etütleri yapılan büyük sahaların dışındakiler hariç, genellikle beyana göre olup, bunların MİGEM tarafından kontrolü sınırlı olmaktadır. Saha ve il bazında toplamı 20 milyon tonunun üzerinde linyit rezervinin bulunduğu il sayısı on üçtür. Saha bazında ise toplam rezervi 10 milyon tonun üzerindekiler sınırlı olup diğerleri daha küçük rezervli sahalardan oluşmaktadır. 84

91 Tablo İtibarıyla Kurumlara ait Linyit Rezervleri Kurumlar Linyit Rezervleri (milyon ton) Görünür Muhtemel Mümkün Toplam Payı% EÜAŞ TKİ MTA Özel Sektör Toplam Kaynak: TKİ, MTA, EÜAŞ 2012, EİGM değerlerine göre, linyit rezervlerinin %56 sı EÜAŞ, %19 u TKİ, %13 ü MTA ve %12 si ise özel sektör elindedir. EÜAŞ'ın linyit rezerv toplamı 7,8 milyar ton olurken, Türkiye Kömür İşletmeleri(TKİ) 2,6, MTA 1,8 ve özel sektör 1,7 milyar tonluk kömür rezervine sahiptir (Tablo 5.4, Şekil 5.1). 20 yıl önceki linyit rezervlerinin %85 den fazlası, TKİ uhdesindeydi. EÜAŞ'ın linyit yakıtlı termik santrallerinin maden sahalarıyla birlikte özelleştirilmesiyle, EÜAŞ ve kamu elindeki kaynakların payı daha da azalacaktır Linyit Rezervlerinde Kurumların Payı TKİ 19% MTA 13% Özel Sektör 12% EÜAŞ 56% Şekil Yılı Linyit Rezervlerinin Kurumlara Dağılımı Kaynak: TKİ, MTA, EÜAŞ 2013, EİGM Linyit Rezervlerinin Kalori Bazında Dağılımı Türkiye deki linyitler standartta belirtilen üst ısıl değerin oldukça altındadır. 85

92 Linyit Rezervlerinin Kalori Bazında Dağılımı (AID; kcal/kg) <1000 ;3% >4000; 1% % % % Şekil 5.2 Türkiye Linyit Rezervlerinin Kalorifik Dağılımı Kaynak: MTA, TKİ, EÜAŞ, MİGEM 2013 Ülkemiz linyit rezervlerinin çok büyük bölümünün alt ısıl değeri(aid) düşük olup, 1000 kcal/kg ile 4200 kcal/kg arasında değişiklik göstermektedir. Örneğin, en büyük rezervin bulunduğu Afşin- Elbistan havzasındaki linyit kömürünün alt ısıl değeri kcal/kg dır. Son yıllarda bulunan Afyon-Dinar ile Konya- Karapınar ın toplam rezervi, 2,7 milyar ton olup, ortalama AID,1330 kcal/kg; toplam rezervi 902 milyon olan Eskişehir-Alpu nun AID, 2100 kcal/kg dır (Tablo 5.2). Bulunan linyit rezervi değerlerinin de ilavesiyle, Türkiye linyit rezervlerinin AID olarak; %73 ü 2000 kcal/kg'ın altında, %22 si kcal/kg arasında, %5 i de 4000 kcal/kg üzerindedir (Şekil 5.2) Kömür Aramaları ve Sondajları Kömür aramalarında, jeolojik-jeofizik araştırmalar yeterince yapılmadan sondajlı aramalara geçilmesi, hem pahalı bir yöntem olmakta, hem de istenilen sonuçların alınmasına yetmemektedir. Bu konuda en ilginç örnek olarak Konya Karapınar sahasını verebiliriz. Bu sahada yaklaşık 500 m aralıklarla yapılan sondajlardaki kömür damarı sayıları ve kalınlıklarında önemli farklılıklar görülmektedir. Sahadaki kömür damarlarının korelasyonu ile kömür üretim projesi ve planlaması yapılabilmesi için işletme sondajları adı altında, çok sayıda sondajın yapılması gerekecektir. Oysa bu sondajlar yapılırken, jeofizik-sismik, elektrik kesitlerin, mevcut sondajlarla birlikte değerlendirilmesiyle, kömür damarlarının konumu gerçeğe yakın olarak üç boyutlu şekilde görülebilirdi. Diğer taraftan, sondaj masrafının %5 ini geçmeyen jeofizik log alınması ile sondaj stamplarında kömür damarı sınırları daha net belirlenebilmekte, özellikle, karot yüzdeleri düşük veya karot alınamayan kömür sondajları dahi değerlendirilmektedir. Jeofizik-logları olmayan sondajlara göre yapılan rezerv hesapları veya kömür damarı konumunu gösteren haritalarda yatırımcıları yanıltan sonuçlar çıkabilmektedir. Ayrıca, bilinçli yatırımcılar, yurt dışı bankaları, finansman sağlamaları için sahada yapılan sondajlarda jeofizik kuyu loglarının olması şartını getirmektedir. Bunlara rağmen, daha çok özel şirketlerin yaptığı kömür sondajlarında jeofizik log ölçüleri alınmadığı için önemli bilgi eksikli- 86

93 ğinin yanı sıra, finansman şartlarını sağlamak üzere, zaman ve para kaybına da neden olan gereksiz sondajlar yapılmaktadır. Tablo 5.5 Linyit Arama ve İşletme Sondajları MTA Kömür Sondajları(1000 m) Kaynak: MTA Yıllar itibariyle yapılan kömür sondajı miktarı incelendiğinde 2012 yılında yapılan sondaj miktarı 2003 yılındaki kömür arama sondaj uzunluğunun 20 katından daha fazla olduğu görülmektedir. Bundan sonraki kömür aramalarında sondaj yeri ve olası derinliğinin, ayrıntılı jeolojik-jeofizik etütlerinin de katkısıyla belirlenmesi halinde daha az sondajla, daha çok kömür rezervi bulunabilecektir. Aslında gelişmiş ve büyük ülkelerin, kömür arama uygulamalarının incelenmesi halinde, izlenecek yol daha kolay anlaşılacaktır Taş Kömürü Üretimleri Taş kömürü üretimi, havzanın jeolojik yapısı nedeniyle, büyük ölçüde insan gücüne dayalı emek-yoğun bir şekilde gerçekleştirilmektedir yılından itibaren havzadaki taşkömürü üretimi seyri aşağıdaki Şekilde verilmiştir. Havza, sağlıklı kayıtların mümkün olduğu 1942 yılından günümüze kadar 224 milyon ton (1865 yılından günümüze kadar yaklaşık 400 milyon ton) taşkömürü üretimi ile ülke kalkınmasında önemli bir yer almıştır. Havza tarihi boyunca maksimum yıllık tüvenan üretim 1974 yılında 8,5 milyon ton, satılabilir üretim ise 1967 ve 1974 yıllarında 5 milyon ton olarak gerçekleştirilmiştir yılındaki maksimum 5 milyon ton satılabilir üretim değerine kadar, zaman zaman düşüşler gözlense de, önemli bir üretim artış trendi yakalanmış olan havzada, ulaşılan üretim değeri korunamamış, 1982 yılından sonra 4 milyon ton un altına inmiştir yılından itibaren TTK tarafından işletilemeyen rezervlerin, hukuku TTK uhdesinde kalmak kaydıyla, rödövans karşılığı özel firmalara işlettirilmesi uygulaması başlatılmıştır (TTK Faaliyet Raporu 2012). 87

94 Tablo Türkiye Taşkömürü Üretimleri (1000 ton) Yıllar TTK Özel Sektör Toplam Kaynak: TTK Faaliyet Raporu yılları arasındaki taşkömürü üretimleri incelendiğinde artış olmadığı gibi üretimde %4,3 oranında azalma olmuştur. Ayrıca kamu olarak TTK nın üretimi arasında %36 azalırken özel sektörün üretimi 6,2 kat artmıştır(tablo 5.6). Enerji, demir çelik ve diğer sanayi sektörlerine yönelik olan Türkiye taşkömürü üretimi 2012 yılında 2,3 milyon ton olmuştur tarihli Cumhuriyet Gazetesinde yar alan Mustafa Çakır imzalı habere göre, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanı, TBMM'de bir soru önergesine verdiği yanıtta, 2013 taşkömürü üretimini 2,190 milyon ton olarak bildirmiştir. Bu veriler, 2013 üretiminin 2011'e göre %18.7 oranında gerilediğini ortaya koymaktadır. 88

95 Şekil 5.3 Yıllara Göre Türkiye Taşkömürü Üretim Miktarı Grafiği Kaynak: ETBK ve TTK Taşkömürü Sektör Raporu 2013 Türkiye taşkömürü üretiminin yılları arasındaki üretim değerleri genel olarak irdelendiğinde, 1990 yılında 2,7 milyon ton olan taşkömürü üretimi, geçen 22 yıllık süre içinde artmadığı gibi azalmıştır yılından sonra üretimdeki artan özel sektör payına rağmen, üretim artmamıştır yıllarında 5 milyon ton olan taşkömürü üretimi geçen süreçte azalış eğiliminde olmuş, 2004 yılında linyit için de geçerli olan nedenlerle 37 yılın en düşük düzeyine inmiştir. Daha sonra Bakanlık tarafından, taş kömürü rezervlerinin en üst düzeyde üretilme planları çerçevesinde, 2011 yılında, yılda 9 milyon ton üretilme hedefi konulmuşsa da 2009 yılında ancak 2,9 milyon tona çıkılabilmiştir Linyit Üretimleri Tablo Türkiye Linyit Üretimleri (1000 ton) Yıllar TKİ EÜAŞ Özel Sektör Toplam * EİGM/ETKB Genel Enerji Denge Tabloları *Üretim miktarı geçen yıllarla kıyaslanamayacak kadar fazladır. 89

96 Türkiye nin Enerji Görünümü Ülkemizdeki linyit üretimi; enerji sektörü (termik santral), sanayi ve ısınma (konut) sektörü olmak üzere 3 ana sektörün taleplerinin karşılanmasına yöneliktir yılı linyit üretimi 2011 yılına göre %7 artış gösterirken TKİ nin üretim miktarı binde dört, EÜAŞ ın üretim miktarı %13 azalırken, özel sektörün üretiminin %117 artışı bugüne kadar bir yılda görülen en fazla artış olarak dikkat çekmektedir. Özel sektördeki üretim miktarı, geçen yılardaki değerlerin çok üzerindedir (Tablo 5.7). Bu değerin gözden geçirilmesi gerekir. Ayrıca dönemi incelendiğinde, TKİ ve EÜAŞ ın toplam üretim değerlerinde ciddi bir artış olmazken, özel sektörün üretimi 8 kat artmıştır. Bin Ton Türkiye Linyit Üretimleri(1000 Ton) Şekil 5.4 Yıllara göre Türkiye Linyit Üretimi Grafiği Kaynak: ETKB 2012 Yılı Genel Enerji Dengesi 2012 yılı sonu itibariyle, yıllık 77,4 milyon ton olan linyit üretiminin 33,3 milyon ton ile %43 ü TKİ, 27,5 milyon ton ile %36 sı EÜAŞ ve kalan 16,7 milyon ile %21,5 i ise özel sektör tarafından yapılmış görünmektedir. Linyit üretiminin tamamına yakını o yıl tüketilmektedir yılında stoklardaki eksilmeyle 75,4 milyon ton olan toplam linyit arzının en büyük tüketim payı ton olarak %74 oranı ile termik santrallere aittir yılları arasındaki 22 yılda Türkiye linyit üretim miktarı değerlerine göre, linyit üretiminin %74 oranında artmış olduğu görülür. Ancak yılları arasındaki 8 yılda linyit üretimi 21 milyon ton ile %47 oranında artarken, sonraki yılları arasındaki 14 yılda, 12 milyon ton ile %19 artabilmiştir. Başka bir deyişle son 14 yıldaki yıllık linyit üretimi, önceki 8 yıllık üretim artış hızının üçte biri kadar olmuştur. Geçen 22 yıl irdelendiğinde, üretimde en fazla düşüş yılları arasındaki beş yılda yaşanmıştır yılına göre, 2004 yılında, Türkiye linyit üretimi, %33 oranında ve 21,3 milyon ton azalışla 43,7 milyon tona düşmüştür yılındaki ekonomik küçülmenin ve barajlardaki doluluk oranı artışının etkisi olsa da, bu düşüşün önemli bir nedeni de, yapılan talep tahminlerinde, büyük artışlar öngörülerek gereğinden çok doğal gaz ithal anlaşmaları yapılmasıdır. Böylelikle elektrik üretiminde doğal gaz payının %44 e çıkması sonucunda linyit santrallerinin kapasitelerinin çok altında çalışması sonucu, kömür tüketimi ve üretimi azalmıştır yılına göre, 2008 yılındaki linyit üretimi, %74 oranında 90

97 ve 32,5 milyon ton artışla yılda 76 milyon ton olmuştur. Dört yıldaki üretim artışının nedeni de enerji ye talebin artmasıyla kömür santrallerinin tekrar kapasitelerine yakın üretim yapması olmuştur. Linyit Üretimindeki Azalışın Nedenleri, Elbistan Saha ve Santralleri: 2008 yılından sonra linyit üretimindeki azalışın en önemli nedeni, EÜAŞ a bağlı santrallerin bir bölümünde kapasitelerin altında üretim yapılması, özellikle Elbistan saha ve santrallerinde meydana gelen olumsuzluklar olarak özetlenebilir. Elbistan B santralını besleyen sahada, 2011 yılında meydana gelen şev kayması nedeniyle, üretimin durması sonucunda, Elbistan B santralının kömür ihtiyacı, havzanın doğusundaki Kışlaköy sektöründen karşılanmaktadır. Kömür tedarik edilen sahanın, kömür üretimi kapasitesi her iki santralı besleyecek boyutta değildir. Bunun yanında 10 yılı aşan bir süredir bir türlü revizyonu yapılamayan Elbistan A santralının kapasitesinin çok altında çalışabilmesine Elbistan B santralındaki olumsuzluklar da eklenince, toplam 2795 MW kurulu gücündeki Elbistan santrallerinde kapasitelerinin çok altında elektrik üretimi yapılmaktadır. Diğer taraftan elektrik arz eksikliğinin doğal gaz santrallerinin üretimleriyle giderilmesi nedeniyle, kamu tarafından linyit rezervlerine dayalı yeni yatırımlar yapılmadığı gibi mevcut linyit santrallerindeki problemlere radikal çözümler getirilmesi gecikmektedir. Ancak geçen 10 yılda izlenen enerji politikalarıyla, kömür rezervlerine yönelik yatırımlar yapılmamış olmasına karşın, plan hedefi olarak, 2023 yılına kadar tüm kömür rezervlerine yönelik yatırımların tamamlanacağı bildirilmiştir. 5.2 Türkiye Asfaltit Rezervlerinin Üretimi ve Tüketimi Petrolün zamanla oksitlenmesi ve uçucu maddelerini kaybederek katılaşması sonucu oluşan asfaltit; sert, siyah renkli bir çeşit bitümdür. Kömür olmasa da kömür gibi, katı yakıt olarak kullanılan enerji kaynağıdır. Türkiye nin önemli asfaltit sahaları Güneydoğu Anadolu bölgesindedir. Filon topluluğu şeklinde olan önemli iki sahadan biri Şırnak ın güneyinde, ikincisi ise Silopi nin güneydoğusundadır. Tablo TKİ Asfaltit Rezervleri YERİ REZERVLER(1.000 Ton) İL İLÇE Görünür Muhtemel Mümkün Toplam AID kcal/kg ŞIRNAK Silopi ŞIRNAK Merkez TOPLAM Kaynak: TKİ 2013 Türkiye asfaltit rezervlerinin önemli bölümü TKİ uhdesindedir (Tablo 5.8). TKİ dışında özel sektöre ait asfaltit ruhsatlarının rezervleri hakkında sağlıklı bilgi bulunmamaktadır. Asfaltit üretimi, 1992 yılına kadar TKİ tarafından, yılları arasında TKİ ve Şırnak valiliği, 2002 yılından sonraki yıllardaki üretimi ise Şırnak Valiliği ve özel sektör tarafından rödövans karşılığı yapılmaktadır. Özel 91

98 Türkiye nin Enerji Görünümü sektör, ürettiği asfaltiti Silopi de kurduğu 135 MW kurulu gücündeki santralda tüketirken, Şırnak valiliği bölgenin teshin ve sanayi ihtiyaçları için üretmektedir Yılları Arasında Asfaltit Üretimleri (1.000 Ton) Bin Şekil 5.5 Yıllara Göre Asfaltit Üretimleri Kaynak: ETKB 2012 Yılı Genel Enerji Dengesi Bunların dışında 2003 yılından itibaren özel sektöre ait ruhsatlarda da üretimler yapılmaktadır yılında Türkiye toplam asfaltit üretimi, 2011 üretim değerinden 27 bin ton fazlalıkla, bin ton olmuştur. 5.3 Taşkömürü, Linyit, Asfaltit ve Petrokokun Sektör Tüketimleri Ülkemizdeki taşkömürü, linyit, asfaltit üretimi ve stoklarından oluşan arzları; enerji sektörü (termik santral), sanayi sektörü ve ısınma (konut) sektörü olmak üzere 3 ana sektörün taleplerinin karşılanmasına yöneliktir. Aşağıdaki bilgiler EİGM/ETKB tarafından hazırlanan 2011 ve 2012 Genel Enerji Denge verilerinden derlenmiştir Taşkömürünün Sektör Tüketimleri 2012 yılında taşkömürünün toplam arzı 2011 yılına göre %20 artışla bin ton olmuştur. Bu artış, tep bazında %22 olmaktadır. Elektrik Santralleri: Toplam arzın içinde en çok taşkömürü tüketimi elektrik santrallerinde olmaktadır. Elektrik Santrallerinde; 2012 yılında, bin ton veya bin tep olan tüketim miktarının toplam taşkömürü arzı içindeki payı %34 olurken, 2011 yılında, bin ton veya bin tep ile toplam taşkömürü arzı içindeki payı %38 olmuştur. Sanayi: 2012 yılında, sanayideki toplam taşkömürü tüketimi, bin ton veya bin tep ile toplam taşkömürü tüketimi içindeki payı %15 olmuştur. Sanayide 2012 yılındaki taşkömürü tüketim miktarları; 2011 yılındaki tüketim miktarlarına yakın olurken, çimento fabrikalarında bin ton, demir çelikte bin ton, geriye kalan 428 bin ton da diğer sanayilerde tüketilmiştir. Konut Sektörü: 2012 yılında, ısınmada toplam taşkömürü tüketimi bin ton veya bin tep ile toplam taşkömürü tüketimi içindeki ısınmanın payı %33 olmuştur yılında, toplam taşkömürü 92

99 tüketimi içindeki ısınmada tüketilen miktarın 2011 yılına göre 3,2 milyon ton (%47) arttığı görülmektedir. Bu artış, tep bazında ise %62 olmuştur. Kok Fabrikaları: 2012 yılında, kok fabrikalarındaki toplam taşkömürü tüketimi bin ton veya bin tep ile toplam taşkömürü tüketimi içindeki payı %20 olmuştur. Tablo 5.9 Taşkömürü, Linyit, Asfaltit ve Petrokokun Sektör Tüketimleri Yıllarındaki Kömür, Asfaltit, Petrokok Arzları ve Sektörler İtibarıyla Tüketim Payları SEKTÖRLER Elektrik Santralleri Sanayi* Konut Sektörü* Kok Fabrikaları Toplam Arz Yıllar Artış% B. Ton Taş kömürü B. Tep B. Tep% B. Ton Linyit* B. Tep B. Tep% B. Ton ,4 Asfaltit B. Tep B. Tep% B. Ton Petrokok B. Tep B. Tep% Kaynak: Yılları Genel Enerji Dengesi EİGM/ ETKB *2012 yılı konut sektöründeki taş kömürleri ve linyitlerin tüketim miktarı, 2012 yılı linyitin sanayi sektöründeki tüketim değerlerinin artışı dolayısıyla, 2012 yılı linyit arz miktarı, geçen yıllarla kıyaslanamayacak kadar artmıştır Linyitin Sektörler İtibarıyla Tüketimleri Sanayi: 2012 yılında, sanayideki toplam linyit tüketimi bin ton veya bin tep ile toplam linyit tüketimi içindeki payı %21 olmuştur. Sanayide 2012 yılındaki linyit tüketim miktarları; 2011 yılındaki tüketim miktarlarına göre, 3 milyon ton ve %45 oranında artarken bu artış miktarı tep bazında sadece %16 olmuştur. Bu durum, 2012 yılında sanayide tüketilen linyitlerin kalori değerleri, 2011 yılına göre oldukça düşük olduğu, şeklinde yorumlanabilir yılında linyitin sanayideki tüketimi, bin ton olarak; çimento fabrikalarında 2.713, şeker fabrikalarında 713, tekstilde 442, seramikte 457 bin ton olup, geriye kalan bin ton da diğer sanayilerde tüketilmiştir yılı orijinal değer- 93

100 lerine göre, çimentoda tüketilen linyitin toplam sanayi tüketimindeki oranı %47 iken, sanayideki tüketim artışı nedeniyle bu oran 2012 de %28 e gerilediği görülmektedir. Konut Sektörü: 2012 yılında, ısınmada toplam linyit tüketimi bin ton veya bin tep ile toplam linyit tüketimi içindeki ısınmanın payı %20 olmuştur yılında, ısınmada tüketilen miktar, 2011 yılına göre 2,8 milyon ton (%40) arttığı görülmektedir. Bu artış, tep bazında da %28 olmuştur Asfaltitin Sektörler İtibarıyla Tüketimi Asfaltitin 2011 yılındaki toplam arzı; 865 bin ton ya da 404 bin tep olurken, 2012 yılında 868 bin ton veya 471 bin tep, tep bazında ise %17 artmıştır. Elektrik Santralleri: 2011 de asfaltitin elektrik santralindeki tüketim miktarı, 399 bin ton veya 217 bin tep ile toplam asfaltit içinde, %48 oranında olurken, 2012 de 404 bin ton veya 219 bin tep ile toplam asfaltit tüketimi içindeki oranı %47 olmuştur. Sanayi: 2012 yılında, sanayideki toplam asfaltit tüketimi, 265 bin ton veya 144 bin tep ile toplam asfaltit tüketimi içindeki payı %31 olmuştur. Sanayide 2012 yılındaki asfaltit tüketim miktarı; 2011 yılındaki tüketim miktarlarına göre 48 bin ton ve %22 oranında artarken, bu artış miktarı tep bazında %65 olmuştur. Buna göre, 2012 yılında sanayide tüketilen asfaltitin kalori değerlerinin 2011 yılına göre oldukça yüksek olduğu söylenebilir. Konut sektörü: 2012 yılında asfaltitin konut sektöründeki tüketimi 199 bin ton veya 108 bin tep ile toplam asfaltit arzı içinde %23 olmuştur. Konut sektöründe 2012 yılındaki tüketim miktarı; 2011 yılındaki tüketim miktarına göre 165 bin ton ve %45 oranında azalırken bu azalış tep bazında %26 olmaktadır Petrokokun Sektörler İtibarıyla Tüketimi 2012 yılında petrokokun toplam arzı, 3696 bin ton veya 2800 bin tep olurken, 2011 yılına göre ton bazında %41, tep bazında ise %43 artmıştır. Petrokokun tamamı sanayi sektöründe tüketilmekte olup, 2012 yılında, toplam petrokok arzının %78 i çimento fabrikalarında tüketilirken bu oran 2011 yılında, %86 olmuştur. 5.4 Kömür Yardımları ve Yılları Konut Sektörü Tüketimleri Kömürün 2012 yılında 2011 yılına göre, konut sektöründeki 5,94 milyon ton veya bin tep ve tep bazında, %49 oranındaki bu artış miktarı geçmiş yıllara göre oldukça fazladır. Bu artışta asfaltitin, 38 bin tep ve %26 oranında azalışının, doğal gazın 2012 yılında, 2011 yılına göre, 421 bin tep ile %5 lik azalışının etkisi olsa da artış miktarının karşılığı değildir yılında, konut sektöründeki kömürlerin tüketimi; taş kömüründe bin tep, linyitte bin tep olurken, doğal gazda bin tep olmuştur. Bu sektörde kömür, asfaltit ve doğal gaz tüketimi 2010 yılında toplam bin tep olurken; 2011'de %11,5 artışla toplam bin tep; 2012 yılında ise %18 artışla, toplam tep olmaktadır yılında, ailelere yapılan yardım kapsamında, TKİ tarafından dağıtılan kömür miktarında da artış görülmemektedir (Tablo 5.10). Bu nedenlerle, 2010, 2011 yıllarının konut tüketim miktarlarına göre, 2012 yılı konut sektöründeki tüketim artışının gerekçesi anlaşılamamıştır. Diğer taraftan, linyitin 94

101 2012 yılı sanayi sektöründeki tüketim artış miktarı da geçen yıllara göre beklentilerin çok üzerinde gerçekleştiği görülmektedir. Tablo Yıllarında Kömür Yardım Miktarı ve Aile Sayısı Yıllar Miktar (bin ton) Aile Sayısı Toplam,Ort ort Kaynak: TKİ, TTK Tablo incelendiğinde döneminde ortalama aileye yılda dağıtılan toplam kömür miktarı ortalama 1,55 milyon ton/yıl olmuştur. Aile başına dağıtılan kömür miktarı ise 2003 yılında 625 kg/aile iken, 2012 de 1072 kg/aile olmuştur. 10 yıldır devam eden ailelere yapılan kömür yardımının, %98,4 ü TKİ tarafından gerçekleştirilirken, kalanını TTK karşılamıştır. 5.5 Kömür Teknolojileri ve AR-GE Çalışmaları* TKİ, linyitin çevre mevzuatına uygun olarak tüketilmesi yanında, alternatif ürünler elde edilmesi için, verimliliğe ve kömür teknolojilerine büyük önem vermektedir. Bunlara yönelik olarak; üniversite ve araştırmacı kuruluşlarıyla aşağıdaki AR-GE projeleri başlatılmıştır. a) Biyokütle ve Kömür Karışımlarından Sıvı Yakıt Üretimi: TÜBİTAK, İTÜ, MÜ, vb. kuruluşlar tarafından desteklenen, TKİ ve EİE kuruluşlarının muhatap olduğu projeyi TÜBİTAK finanse etmektedir. Projenin amacı; kömür ve biyokütle karışımlarından daha ekonomik, verimli, çevre dostu sıvı yakıt üretilmesidir. Ayrıca yüksek verimlilikte santraller için uygulanabilir teknolojiler geliştirilerek, pilot ölçekte demonstrasyonu amaçlanmıştır. Proje ile ilgili olarak 250 kg/saat kapasiteli linyit ve biyokütle ile günde 6-7 varil sentetik petrol üretecek olan pilot çaplı tesisin tasarımı tamamlanarak, Soma daki TKİ- Ege Linyitleri Müessesesinde kurulmaktadır. *TKİ Genel Müdürlüğü AR-GE Daire Başkanlığının notlarından özet çıkarılmıştır. 95

102 Şekil t/h Kapasiteli Sürüklemeli Tip Gazlaştırıcı b) 50 kg/saat ve 250 kg/saat Kapasiteli Kömür Gazlaştırma Tesislerinin İşletilmesi, Gazın Temizlenmesi ve Metanol Üretimi: Bu amaçla, TÜBİTAK-MAM Enerji Enstitüsü ve TKİ arasındaki sözleşme imzalanmıştır. Kömürün gazlaştırılması konusunda GLİ Tunçbilek sahasında 250 kg/saat kapasiteli sürüklemeli ve 20 kg/saat kapasiteli akışkan yataklı olmak üzere 2 farklı tip ve özellikte pilot tesis 2012 yılında devreye alınmıştır(şekil 2.34). Ancak gaz temizlenme ve metanol üretimi henüz başlamamıştır. c) Biyolojik Yöntemle Kömürün Gazlaştırılması ve Hümik Asit Elde Edilmesi: TKİ, TÜBİTAK MAM Gen Mühendisliği ve Biyoteknoloji Enstitüsünün desteklediği proje tarihinde başlamıştır. Bu projede, düşük kalorili linyit ve leonarditin, mikro organizmaların yardımıyla biyolojik dönüşümü sonunda gaz ve hümik asit elde edilmeye çalışılacaktır. Proje kapsamında gerekli numuneler alınarak laboratuvar çaplı denemeler olumlu bir şekilde sonuçlanmıştır. Pilot çapta uygulamalar devam etmektedir. d) Uzaktan Kontrollü Maden Robotu: TKİ ve TÜBİTAK MAM Enerji Enstitüsü tarafından yürütülen projede; kömür sahalarının hazırlanması, üretimi, arama ve kurtarma işlemi gibi riski yüksek işlerin daha hızlı bir şekilde gerçekleştirilebilmesi ve can güvenliğinin arttırılması amaçlanmıştır. Proje ile ilgili nihai montaj çalışmaları tamamlanmış olup geliştirilen robotun, TKİ-Garp Linyitleri Müessesesindeki (GLİ) deneme çalışmaları sürmektedir. e) Kömür Özelliklerinin ve Yanma Davranışlarının İncelenmesi: TKİ, TÜBİTAK MAM ın yürütücüsü olduğu projede; TKİ nin çeşitli kömür ocaklarından alınan kömür numunelerine, test ve analizler yapılarak yanma karakteristikleri belirlenecektir. Bunun için dolaşımlı akışkan yatakta yakma çalışmaları yapılmış olup kömür numunelerindeki yanma davranışlarının irdelendiği rapor değerlendirilmektedir. f) Organik Toprak Düzenleyiciler İçin Sera ve Tarla Denemeleri: Bu kapsamda, TKİ ile S.Ü. Ziraat Fakültesi, Gıda Tarım ve Hayvancılık Bakanlığı ile sözleşmeler imzalanmıştır. Bu sözleşmeler ile; TKİ nin üretmekte olduğu hümasın etkileri ve doz miktarlarının araştırılarak kullanıcılar için doğru ve 96

103 Türkiye nin Enerji Görünümü gerekli bilgiler sağlanacaktır. Sera ve tarladaki deneme sonuçlarına göre ürün çeşitliliği ve kalitesi artırılabilecektir. g) Pilot Ölçekte Kömürden Organomineral Gübre Üretim Çalışmaları: TKİ, TÜBİTAK MAM Kimya Enstitüsünün proje yürütücülüğünü yaptığı çalışmada, mevcut sıvı hümik asit üretiminin yanında tarım için yüksek talebe haiz olan organomineral gübre üretilebilmesi amaçlanmaktadır. Proje kapsamında gerekli numuneler alınarak laboratuvar denemeleri sonuçlanmış olup pilot çaptaki çalışmalar, tamamlanmak üzeredir. h) Çeşitli Alanlarda (Boya, Seramik, Kauçuk ve Atıksu ve/veya İçme suyu Arıtımı) Kullanılmak Üzere Pilot Ölçekte Hümik Asit Esaslı Maddelerin Üretimi: Proje kapsamında gerekli numuneler alınarak laboratuvar çaplı denemeler tamamlanmış olup pilot çapta faaliyetler tamamlanmak üzeredir. ı) Isıl Değeri Düşük Kömürlerin Külsüzleştirilmesi ve Alternatif Ürünlerin Geliştirilmesi Projesi: TKİ, TÜBİTAK MAM Kimya Enstitüsü tarafından yürütülen proje ile solventlerle ekstraksiyon yöntemi kullanılarak laboratuvar koşullarında gerçekleştirilecek çalışmalar sonrası, kurulacak pilot ölçekte tesis ile külsüz kömür üretilmesi hedeflenmektedir. Projeyle ilgili sözleşme Ağustos 2013 de imzalanmıştır. *TKİ Genel Müdürlüğü AR-GE Daire Başkanlığının notlarından özet çıkarılmıştır. 5.6 Kömür İthalatı Kömür ithalatında yılları arasındaki son on iki yıl incelendiğinde; 2001 dışında 2007 yılına kadar 9,4 milyon ton ile %68 oranında artışla, kömür ithalatı 23,4 milyon ton olmuştur. Dünyadaki ekonomik gelişmelere uygun olarak kömür ithalatı, 2008, 2009 yıllarında azalmış olsa da; 2012 yılında 29 milyon tonu aşmıştır. Son yıllarda devreye giren ithal kömüre dayalı elektrik santralleri nedeniyle buhar kömürünün ithalat miktarı giderek artmaktadır yılındaki artışın önemli bir nedeni de dünya kömür fiyatlarının düşmeye başlaması ve santrallerin kapasitelerini artırmasından dolayıdır Türkiye Taşkömürü İthalatı(1.000 Ton) Şekil 5.7 Yıllara göre Türkiye Kömür ithalatı Kaynak: TÜİK

104 2012 kömür ithalatının yaklaşık 9,9 milyon tonu Rusya Federasyonu ndan, 7,3 milyon tonu Kolombiya dan, 4,3 milyon tonu ABD den ve 3,3 milyon tonu, G. Afrika dan yapılmıştır. Bu ülkeleri 1,4 milyon ton ile Avustralya ve 1,3 milyon ton ile Ukrayna, 714 bin ton ile Mozambik izlemektedir. Tablo Türkiye Kömür İthalatı ve Ödenen Tutarlar Türkiye Kömür İthalatı Yıllar İthalat (milyon ton) Ödenen (milyar$) ,7 3, ,6 3, ,3 3, , ,7 4,6 Toplam 116,3 18,5 Kaynak: TÜİK 2012 Kömür ithalatı ve ödenen miktarı giderek artmaktadır yılında 1 milyar doları aşan kömür ithalatı 2006 yılında 2 milyar dolar, 2008 yılında 3 milyar dolar ve 2012 yılında ise 4,6 milyar dolar olmuştur. Son beş yılda ithalatı yapılan 116,3 milyon ton kömüre 18,5 milyar dolar ödenmiştir 5.7 Linyit, Asfaltit ve Taşkömürü Rezervlerinin Santral Potansiyeli 2012 yılı sonu itibariyle, geçen beş yılda olduğu gibi, Türkiye linyit, asfaltit ve taşkömürü rezervlerine dayalı mevcut santraller MW' tır. Bu santraller ile çeşitli yerlerdeki küçük otoprodüktör linyit santralleriyle toplam MW olup, 2013 sonu itibariyle MW olan Türkiye toplam kurulu gücünün %13.45'ini, elektrik üretimi bakımından da %13,60 ını oluşturmaktadır. Bu değerler 2011 de sırasıyla %16 ve %18,2 idi. 98

105 Tablo Yılı Türkiye Üretilebilir Kömür Rezervleri ve Santral Potansiyeli 2013Yılı Türkiye Üretilebilir Kömür Rezervleri ve Santral Potansiyeli (Ç.Koçak) Saha Adı Üretilebilir Rezerv (milyon ton) Mevcut K.Güç (MW) İnşaatı Başlayan K.Güç (MW) Yapılabilir K.Güç (MW) Toplam K.Güç (MW) Santralın Ait Olduğu Kuruluş Afşin-Elbistan EÜAŞ Afşin-Elbistan EÜAŞ Adana-Tufanbeyli Özel Adıyaman-Gölbaşı Özel Ankara-Çayırhan EÜAŞ Bingöl- Karlıova Özel Bolu-Göynük* 38 2x Özel Bursa-Orh.,Keles,Dav EÜAŞ+Özel Çanakkale-Çan EÜAŞ Çankırı-Orta Özel Eskişehir-Mihalıççık Özel Konya Ilgın Özel Konya Karapınar** EÜAŞ Kütahya-Tunçbilek*** EÜAŞ+Özel Kütahya-Seyitömer Özel Manisa-Soma*** EÜAŞ Muğla-Milas YEAŞ Muğla-Yatağan YEAŞ Tekirdağ-Saray TKİ Sıvas-Kangal Özel Şırnak-Asfaltit Özel LİNYİT, AS. TOPLAMI Bartın-Amasra** Özel Zonguldak** EÜAŞ TAŞ KÖMÜR TOPLAMI GENEL TOPLAM Kaynaklar: ETKB-MİGEM 2011, EÜAŞ, MTA, TKİ, TTK 2012, Taka vd., 2010, 2011 *Üretilebilir rezerv miktarı, kapasitesinde üretim yapılması halinde, santralı 30 yıl beslemeye yeterli değildir. **Üretilebilir rezerv miktarı ve santral potansiyeli yapılacak etüt ve sondajlarla değişebilir. ***Santral dışında diğer sektörler içinde kömür üretilmektedir. 99

106 1. Kahraman Maraş-Elbistan; Ruhsatı EÜAŞ a ait ve 45 yıl önce bulunan Afşin-Elbistan Havzasında, TKİ nin yaptığı çalışmalar ve MTA nın son yıllarda yaptığı ayrıntılı inceleme ve sondajlar sonunda havzanın toplam üretilebilir rezervinin en az 4.35 milyar ton olacağı anlaşılmıştır. Afşin Elbistan havzasının mevcut iki santrale ait rezervler dışında, yaklaşık 3,3 milyar ton üretilebilir kömür rezervi bulunmaktadır. Bu rezerv ile en az 7200 MW kurulu gücünde santral kurulabilecektir. Ancak havzada bu büyüklükte santrallerin kurulabilmesi için havzanın bir bütün olarak görülüp, en az kömür kaybı olacak şekilde üretim planlamasının yapılması gerekmektedir (Koçak vd., 2003), (Koçak vd., 2009). 2. Ruhsatı EÜAŞ a ait olan Elbistan havzasının güney doğusunda üretilebilir rezervi 490 milyon ton olan sahada 1250 MW kurulu gücünde santral yapılabilecektir. 3. Adana-Tufanbeyli sahası, TKİ ve özel sektöre ait bitişik iki sahada yaklaşık 1050 MW kurulu gücünde santral için iki sahada toplam en az 375 milyon ton rezerv bulunmaktadır. Özel sektör 450 MW lık santralın inşaatı sürmektedir. TKİ sahasındaki 200 milyon ton üretilebilir rezerve karşılık kurulacak 600 MW kurulu gücündeki santral ihale ile başka bir özel kuruluşa kwh başına rödövans karşılığı verilmiştir. 4. Adıyaman Gölbaşı nda özel sektöre ait sahanın üretilebilir rezervi 46 milyon ton santral kapasitesi 150 MW olarak hesaplanmıştır. 5. Bingöl- Karlıova, ruhsatı TKİ ye ait olan sahada, açık işletme yöntemiyle 28 milyon ton üretilebilir kömür rezervine karşılık 150 MW kurulu gücünde santral kurulmasıyla ilgili olarak, özel sektöre kwh başına rödövans karşılığı verilmiştir. 6. Bolu Göynük ruhsatı TKİ ye ait olup, işletmesi özel sektöre verilen sahanın üretilebilir rezervi 39 milyon ton olarak hesaplanmıştır. 2x135 MW kurulu gücündeki santral inşaatı devam etmekte olup 1.Ünitenin 2014, 2.Ünitenin ise 2015 yılında devreye girmesi planlanmıştır. 7. Çankırı-Orta, ruhsatların tamamı özel sektörde ve sahada toplam üretilebilir rezerv 65 milyon ton hesaplanmış olup, 135 MW kurulu gücünde santral kurulabilir. 8. Eskişehir-Mihalıççık ta özel sektör tarafından EÜAŞ ve Kömür İşletmeleri A.Ş. (KİAŞ) a ait olan yaklaşık 48 milyon ton üretilebilir linyit rezervine karşılık kurulacak olan 2x145 MW gücündeki santralın kuruluş çalışmaları devam etmektedir. 9. Konya-Karapınar: Elbistan dan sonra en büyük kömür rezervi olan bu sahada, toplam 1,58 milyar ton açık işletmeye uygun görünür rezerv belirlenmiştir (Takav.d., ). Ancak, m aralıklarla yapılmış olan birçok sondajdaki, kömür damar sayıları, damar seviyeleri ve kalınlıkları farklı olduğundan, kömür damarlarının korelasyonu için jeofizik sismik etüt yada çok sayıda ilave sondajın yapılması gerekmektedir. Bu nedenlerle, sahanın ilk aşamada 1.58 milyar ton olan açık işletme rezervinde, %10 rezerv azalması yanında %10 işletme kaybı öngörülerek sahanın üretilebilir rezervi milyon ton olarak hesaplanmıştır. Ayrıca Havzanın toprak/kömür oranı, şev dekapajı ile 8 düzeyine çıkabilecektir. AID1320kcal/kg olan bu rezerve karşılık, toplam 3900 MW kurulu gücünde santraller yapılabilecektir. Diğer taraftan hesaplanan santral potansiyelinin gerçekleşebilmesi için kömür havzasının bütünlüğü bazında üretim planlaması yapılması gerekmektedir. 100

107 10. Özel sektöre ait Konya Ilgın-Kurugöl sahasının üretilebilir rezervi 125 milyon ton olup, kurulabilecek santralın kapasitesi en çok 500 MW tır. Sahadaki jeolojik birimlerin yapısı ve yeraltı suyu işletme sırasında sorun yaratabilir. 11. Tekirdağ-Saray: Ruhsatı TKİ ye ait olan sahanın üretilebilir rezervi, sonradan yapılan sondaj bilgileri doğrultusunda 40 milyon ton olarak hesaplanmıştır. Sahanın santral kapasitesi 175 MW olup, işletmesi özel sektöre verilen bu saha, uygun ÇED raporu alınamadığı için TKİ ye iade edilmiştir. 12. Şırnak- Asfaltit sahasında, özel sektör tarafından, yaklaşık 30 milyon ton üretilebilir asfaltit rezervi karşılığı 2x135 MW lisans alınmış olup, hazırlık çalışmaları devam etmektedir. Ayrıca Silopi de mevcut santralı işleten şirketin 2x135MW kurulu gücünde ilave santral kurması söz konusu olup, bu santraller için yeterli miktarda asfaltit rezervi bulunmaktadır. Böylece toplam en az 65 milyon ton üretilebilir asfaltit rezervlerine karşılık mevcut santrala ilave olarak toplam kurulu gücü 540 MW olan santraller kurulabilir. 13. Manisa-Soma 1050 MW, Ruhsatı TKİ de olan bu sahanın 450MW nın ihalesi yapılarak, sanral yapımı kwh başına rödövans usulü ile özel sektöre verilmiştir. 600 MW için ise yeterli kömür rezervi bulunmaktadır. 14. Kütahya-Tunçbilek 300 MW a, ruhsatı TKİ de olan bu sahanın da ihalesi yapılarak, sanral yapımı kwh başına rodövans usulü ile özel sektöre verilmiştir. 15. Kütahya-Seyitömer, sahada yaşlı ünitelerin yerine 150 MW kurulu gücünde yeni bir santral yapılabilir. 16. Ankara- Çayırhan: Ruhsatı EÜAŞ ta olan sahada yapılan etütlerle tespit edilen kömür rezervinin 500 MW büyüklükte ilave santral yapmaya yeterli olduğu görülmüştür. 17. Bursa-Keles-Davutlar: Ruhsatı TKİ de olan bu sahalardaki kömür rezervi miktar olarak 270 MW kurulu gücünde santral yapılmasına yeterlidir. Ancak çevre sorunları bulunmaktadır. Böylelikle 2013 yılı itibariyle, toplam milyon ton üretilebilir linyit ve asfaltit rezervlerine karşılık; teorik olarak MW kurulu gücünde ilave santraller yapılabilecektir. Ayrıca son yıllarda inceleme ve çalışmaları devam eden, bulunan ve bulunacak ilave linyit rezervleriyle ilgili çalışmalar tamamlandığında santral potansiyeli artabilecektir. Taşkömürü Rezervlerinin Santral Potansiyeli 18. Toplam üretilebilir rezervi 197 milyon ton olan Zonguldak havzasında, 300 MW gücündeki mevcut santral dışında, özel sektör tarafından MW kurulu gücünde ithal kömüre dayalı santral yapılmıştır. Santralın lisans sözleşmesinde, yerli üretimle ithal kömürün paçal olarak da yakılabileceği belirtilmektedir. Ancak havzadaki kömür üretim miktarı ve maliyeti göz önüne alındığında bu günkü koşullarda, santralın havzada üretilen kömürlerden beslenmesi çok mümkün görülmemektedir milyon ton üretilebilir rezervi olan Bartın-Amasra taş kömürü sahasında ise, lisansı alınan MW üzerinde santralın yapımı için çalışmalar devam etmektedir. 101

108 Diğer taraftan, üretilebilir taşkömürü rezervlerinin sınırlı oluşu ve üretim güçlükleri dikkate alınırsa, koklaşma özelliği olan Zonguldak havzasındaki taşkömürü üretimlerinin, öncelikle demir - çelik sektörüne yönelik planlanmasının gerekliliği ortaya çıkmaktadır. Ancak dünya taşkömürü fiyatları düşmeye devam ederse, taş kömürü üretiminin yüksek maliyeti, nedeniyle rekabet edebilmesi zorlaşacaktır. Bu durumda yerli üretime dayalı da olsa, kurulacak santralın ithal kömürle faaliyetini sürdürmesi talep edilebilinecektir. 5.8 Rödövans İhaleleri, Özelleştirmeler, Anlaşmalar 2005 yılından sonraki dönemde üç şekilde özelleştirilme yapılmaktadır. I. Kömür sahasının kwh karşılığı rödövansa verilmesi, II. Özelleştirme İdaresi Başkanlığınca santral ve kömür sahalarının özel sektöre devredilmesi, II. Hükümetler Arası Anlaşma İle Yapılacak Ortak Yatırımlar I. TKİ Tarafından Yapılan Santral Kurma Şartlı Rödövans İhaleleri Türkiye Kömür İşletmeleri Kurumu(TKİ) uhdesinde bulunan ancak herhangi bir üretim faaliyeti yapılmadığı için atıl olarak bekleyen büyük rezervli sahaların ülkenin artan enerji ihtiyacına katkı sağlaması ve dolayısıyla ekonomiye kazandırılması amacı ile 2005 yılından bu yana TKİ tarafından santral kurma şartıyla rödövans usulu ile ihale edilmektedir. 1)TEKİRDAĞ-Saray: Ortalama 1750 kcal/kg lık 130 milyon ton toplam kömür rezervi bulunan saha için termik santral kurulması şartı ile çıkılmış olan rödövans ihalesi 2006 yılında gerçekleşmiş ve kwh/yıl asgari enerji üretim taahhüdü, 1 kr/kwh rödövans birim fiyatıyla sözleşme imzalanmıştır. Çevre ve Orman Bakanlığı Çevresel Etki Değerlendirmesi ve Planlama Müdürlüğünce 1/ ölçekli Trakya alt Bölgesi Ergene Havzası Revizyon Çevre Düzen Planında, çevresel kirleticiliği yüksek olan ve çevresel tahribe neden olan sanayi türleri ve kullanımların kesinlikle yer almayacağı, ayrıca söz konusu başlıklar içinde kömüre dayalı termik santrallerin de bu planlama alanı sınırları dahilinde kesinlikle yer alamayacağının açıkça belirtilmesi, buna karşı yapılan TKİ Kurumunun itirazının da kabul edilmemesi nedeni ile sözleşme tasfiye edilmiştir. 2)BURSA-Keles Davutlar: Ortalama 2300 kcal/kg lık 35 milyon ton kömür rezervi bulunan saha için termik santral kurulması şartı ile çıkılmış olan rödövans ihalesi tarihinde gerçekleşmiş olup, kwh/yıl asgari enerji üretim taahhüdü ve 1,15 kr/kwh rödövans birim fiyatla ihale edilmiştir. Ancak Çevre ve Orman Bakanlığı Çevresel Etki Değerlendirmesi ve Planlama Müdürlüğünce; "Havzada Su Kirliliği Kontrolü Yönetmeliği nin uygulanacağı ve kirlilik vasfı yüksek olan proses atık suyu ve yüksek miktarda soğutma suyu olan termik santral ve kömür işletmesinin bu alanda gerçekleştirilmesinin, uygun olmayacağının düşünüldüğü", ifade edilerek, ÇED sürecinin sonlandırılmasından dolayı TKİ Yönetim Kurulunun kararı ile sözleşme tasfiye edilmiştir yılında Davutlar sahasına Harmanalan sahasının da eklenmesi ile her iki sahadaki toplam 52 milyon ton rezervin değerlendirilmesi amacıyla asgari 270MW lık bir santral kurulması şartı ile ihaleye çıkılmıştır. Rödövans ihalesi tarihinde gerçekleşmiş olup, 5,61 kr/kwh birim fiyat 102

109 teklif eden firma ile TKİ arasında tarihinde sözleşme imzalanmıştır. İlk ihaleye göre yapılacak santral yerinin değişeceği öngörülen bu ihaleyle ilgili firmanın araştırmaları devam etmektedir. 3)BİNGÖL-Karlıova: Ortalama 1460 kcal/kg lık 88 milyon ton kömür rezervi bulunan saha, termik santral kurulması şartı ile ve tarihlerinde iki kez ihale edilmesine rağmen, yöresel şartlar nedeniyle katılım olmamasından dolayı iki kez iptal edilmiştir tarihinde asgari 150MW lık bir santral kurma şartı ile tekrarlanan ihaleyi 3,2 kr/kwh teklif fiyatı ile ihaleyi kazanan firma sözleşme imzalamadığı için teminatı irad kaydedilerek, ihalede 1,53 kr/kwh fiyat teklif eden ikinci firma İle tarihinde sözleşme imzalanmıştır. 4)BOLU-Göynük: Ortalama 2450 kcal/kg.lık 38 milyon ton kömür rezervi bulunan saha için termik santral kurulması şartı ile çıkılmış olan rödövans ihalesi tarihinde gerçekleşmiş olup kwh/yıl asgari enerji üretim taahhüdü, 1,62 kr/kwh rödövans birim fiyatla ihale edilmiştir. Firmanın inşaat ve montaj çalışmaları hızlı bir şekilde devam etmektedir. Haziran 2013 itibariyle, 2x 135MW kurulu gücündeki santral inşaatının üçte birinden fazlası gerçekleşmiş olup firma yetkililerince, 1. ünitenin devreye alınma tarihi Aralık 2014, 2. ünitenin devreye alınma tarihi ise Mart 2015 olarak hedeflendiği bildirilmiştir. 5)ADANA-Tufanbeyli: Ortalama 1300 kcal/kg lık 223 milyon ton kömür rezervi bulunan sahası için asgari 600 MW lık termik santral kurulması şartı ile çıkılmış olan rödövans ihalesi tarihinde gerçekleşmiştir. 2,57 kr/kwh rödövans birim fiyat teklif eden firma ihaleyi kazanmıştır. Firmanın çalışmaları devam etmektedir. 6)SOMA-Deniş-2, Evciler, Türkpiyale ve Kozluören: Sahalarındaki düşük kalorili toplam 150 milyon ton rezervin birlikte değerlendirilmesi amacıyla, asgari 450MW lık bir santral kurulması şartı ile çıkılmış olan rödövans ihalesi tarihinde gerçekleşmiştir. Yapılan ihaleyi 4,69 krş/kwh rödövans birim fiyat teklif eden firma almıştır. 7)Kütahya-Tunçbilek: Ortalama 2110 kcal/kg lık 114 milyon ton kömür rezervi bulunan derin sahalar için asgari 300 MW lık termik santral kurulması şartı ile çıkılmış olan rödövans ihalesi tarihinde gerçekleşmiş olup, 5,03 krş/kwh rödövans birim fiyat teklif eden firma ihaleyi kazanmıştır. II. Özelleştirme İdaresi Başkanlığınca Santral ve Kömür Sahalarının Özel Sektöre Devredilmesi 1)KÜTAHYA- Seyitömer: TKİ ye ait Seyitömer maden sahalarının, EÜAŞ'a ait Seyitömer toplam 600 MW kurulu gücündeki termik santrali ile birlikte işletme hakkı verilmesi yöntemiyle özelleştirilmesine ilişkin ihalenin nihai pazarlık görüşmesi Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından 2013 yılında yapılmış ve ihale, 2 milyar 248 milyon dolar bedel teklif eden firmaya verilmiştir. Saha ruhsatı ile santralın devir işlemi tamamlanmıştır. 103

110 2)SİVAS-Kangal: EÜAŞ a bağlı Kangal maden sahası ve 457 MW kurulu gücündeki santralin özelleştirme ihalesince 2013 yılında yapılan ihaleyi, 985 milyon dolarla en yüksek teklifi veren firma kazanmıştır. Bu sahanın da ruhsatı ile santralın devir işlemi tamamlanmıştır III. Hükümetler Arası Anlaşma İle Yapılacak Ortak Yatırımlar K.MARAŞ-Afşin-Elbistan: Elbistan linyit havzasının A santralı ve sahası dışındaki tüm havzanın değerlendirilmesi ile ilgili 2013 yılında 12 milyar dolar yatırım yapma şartı ile %65 payının Birleşik Arap Emirliklerinde olmak üzere, EÜAŞ ile müşterek şirket kurulması şartı ile ön protokol imzalanmış ancak, yabancı ortak yatırımdan vazgeçmiştir. Bunun üzerine Bakanlık, diğer ülkelerle görüşmelere başlandığını bildirmiştir. Bu çerçevede, benzer şartlarla yatırım yapmak üzere Katar ile Aralık 2013 ayında ön anlaşma imzalanmıştır. Anılan devletin yapacağı incelemeler sonunda, sunacağı teklife göre kesin anlaşma yapılabilecektir. Önceki yıllarda da gerekli altyapı oluşturulmadan çıkılan ihalelerden istenilen sonuç elde edilememiştir. Böylelikle yaklaşık 45 yıl önce bulunan, Türkiye nin en büyük ve en ekonomik kömür sahasının değerlendirilmesi, Katar la anlaşmayı bekleyecektir. 5.9 Kömür ve Asfaltit Rezervlerine Dayalı Santral Yatırımlarına Yapılan Teşvikler ve Beklentiler 15 Şubat 2013 tarih ve Sayılı Resmî Gazetede 2013/4288 sayılı Bakanlar Kurulu kararı ile "Yatırımlarda Devlet Yardımları Hakkındaki Kararda Değişiklik Yapılmasına Dair Karar"ın 1. Maddesinde, tarihli Bakanlar Kurulunun yatırımlarda devlet yardımları yapılmasına ait kararın 17. maddesinin 1. fıkrasına aşağıdaki bent de eklenmiştir. 2. "Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından düzenlenen geçerli bir maden işletme ruhsatı ve izni kapsamında 3213 sayılı Maden Kanununun 2. maddesinin 4-b grubunda yer alan madenlerin girdi olarak kullanıldığı elektrik üretimi yatırımları." 3. Buna göre; Turba, Linyit, Taşkömürü, kömüre bağlı metan gazı, Antrasit, Asfaltit, Bitümlü Şist, Bitümlü Şeyl, Kokolit ve Sapropel (Petrol Kanunu hükümleri mahfuz kalmak kaydıyla) madenlerin girdi olarak kullanıldığı elektrik üretimi yatırımları teşvik kapsamına alınmıştır. 2. Maddesinde aynı kararın 29. Maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir. "MADDE 29- Bu Karar kapsamındaki destek unsurlarından yararlanan yatırım harcamaları, diğer kamu kurum ve kuruluşlarının desteklerinden yararlanamaz. Diğer kamu kurum ve kuruluşlarının desteklerinden yararlanılan veya yararlanılacak yatırım harcamaları için, bu Karar kapsamındaki desteklerden yararlanmak üzere Bakanlığa müracaat edilemez. Bu madde hükmüne aykırı davranılması halinde, bu Karar kapsamında yararlanılan destekler ilgili mevzuat çerçevesinde geri alınır. Ancak diğer kamu kurum ve kuruluşlarının sadece sübvansiyonlu kredi desteğinden yararlanan yatırımlar, bu Karar kapsamında faiz desteği dışındaki diğer destek unsurlarından yararlanabilirler." Ayrıca, bu kararın 3. Maddesinde aynı kararın "TEŞVİK EDİLMEYECEK VEYA TEŞVİKİ BELLİ ŞARTLARA BAĞLI YATIRIM KONULARI" başlıklı ekinin I/B/4 sırası "4- Doğalgaza dayalı elektrik üretimi yatırımları (19/6/2012 tarihinden önce EPDK dan lisansı alınmış yatırımlar hariç)" şeklinde değiştirilmiştir. 104

111 Diğer taraftan, tarihinden itibaren yürürlüğe giren bu karar hükümlerini Ekonomi Bakanlığı yürütür, denilmektedir. Böylelikle, geçte olsa kömüre dayalı santral yatırımlarını olumsuz etkileyen doğal gaza dayalı santraller teşvik kapsamından çıkarılırken, kömür ve asfaltit rezervleriyle birlikte yukarıda değinilen diğer yerel enerji hammaddelerine dayalı santrallerin inşasına aşağıdaki teşvikler getirilmektedir ( Yeni_Tesvik_Sistemi.doc ) tarih ve 2012/3305 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile yürürlüğe giren yeni teşvik sistemi, Bölgesel Teşvik Uygulamaları kapsamında V. Bölge destekleri ile desteklenecek yatırım konularının son paragrafında değinilmiştir. Verilecek teşvikler, aşağıdaki tabloda belirtilmiştir. Tablo 5.13 Kömür Rezervlerine Dayalı Santrallere Yatırım Teşviki DESTEK UNSURLARI KDV İstisnası Gümrük Vergisi Muafiyeti V.BÖLGE VAR VAR Vergi İndirimi Yatırıma Katkı Oranı (%) OSB* Dışı 40 OSB İçi 50 Sigorta Primi İşveren Hissesi Desteği Destek Süresi OSB Dışı OSB İçi 7 yıl 10 yıl Yatırım Yeri Tahsisi İç Kredi VAR 5 Puan Faiz Desteği Döviz / Dövize Endeksli Kredi 2 Puan Sigorta Primi Desteği Gelir Vergisi Stopajı Desteği YOK YOK Kaynak: Ekonomi Bakanlığı 2012, * Organize Sanayi Bölgesi Yukarıdaki tabloda değinilen hususların açıklamaları aşağıdadır. 105

112 Destek Unsurları Katma Değer Vergisi İstisnası: Teşvik belgesi kapsamında yurt içinden ve yurt dışından temin edilecek yatırım malı makine ve teçhizat için katma değer vergisinin ödenmemesi şeklinde uygulanır. Gümrük Vergisi Muafiyeti: Teşvik belgesi kapsamında yurt dışından temin edilecek yatırım malı makine ve teçhizat için gümrük vergisinin ödenmemesi şeklinde uygulanır. Vergi İndirimi: Gelir veya kurumlar vergisinin, yatırım için öngörülen katkı tutarına ulaşıncaya kadar, indirimli olarak uygulanmasıdır. Sigorta Primi İşveren Hissesi Desteği: Teşvik belgesi kapsamı yatırımla sağlanan ilave istihdam için ödenmesi gereken sigorta primi işveren hissesinin asgari ücrete tekabül eden kısmının Bakanlıkça karşılanmasıdır. Gelir Vergisi Stopajı Desteği: Teşvik belgesi kapsamı yatırımla sağlanan ilave istihdam için belirlenen gelir vergisi stopajının terkin edilmesidir. Sadece 6. bölgede gerçekleştirilecek yatırımlar için düzenlenen teşvik belgelerinde öngörülür. Sigorta Primi Desteği: Teşvik belgesi kapsamı yatırımla sağlanan ilave istihdam için ödenmesi gereken sigorta primi işçi hissesinin asgari ücrete tekabül eden kısmının Bakanlıkça karşılanmasıdır. Sadece 6. bölgede gerçekleştirilecek bölgesel, büyük ölçekli ve stratejik yatırımlar için düzenlenen teşvik belgelerinde öngörülür. Faiz Desteği: Faiz desteği, teşvik belgesi kapsamında kullanılan en az bir yıl vadeli yatırım kredileri için sağlanan bir finansman desteği olup, teşvik belgesinde kayıtlı sabit yatırım tutarının %70 ine kadar kullanılan krediye ilişkin ödenecek faizin veya kâr payının belli bir kısmının Bakanlıkça karşılanmasıdır. Yatırım Yeri Tahsisi: Teşvik belgesi düzenlenmiş yatırımlar için Maliye Bakanlığınca belirlenen usul ve esaslar çerçevesinde yatırım yeri tahsis edilmesidir. Ekonomi Bakanlığı tarafından yukarıda verilen desteklerin yanı sıra yerel kömür yatırımcılarının bekledikleri diğer teşvikler aşağıda sıralanmaktadır (Bal O. Türkiye de Kömür Santrali Yatırımları sunumu, ODTÜ-2013). Kredi geri ödeme sürecinde elektrik alım garantisi Altyapı (yol ve arazi çözümleme) Su kaynaklarının kullanım kolaylıkları Yatırım sürecinde madencilik ve santralde kullanılacak elektrik tüketimine destek verilmesi 5.10 Sonuç ve Çözüm Önerileri Almanya Doğal Kaynaklar ve Yer Bilimleri Federal Enstitüsü (BGR) nin yaptığı çalışma da dünyada mevcut 1 milyar ton kömür rezervlerinin yaklaşık 17 katı yani 17,2 trilyon ton kaynak niteliğinde taşkömürü varlığı bulunmaktadır. Ayrıca, yine kaynak olarak 4,2 trilyon ton alt bitümlü kömür ve linyit kaynağı bulunmaktadır. Bütün bu kömür varlıklarının en büyük bölümü Kuzey Amerika da, diğer bölümleri ise Kuzey Asya ve Avustralya- Güney Asya kıtalarında bulunmaktadır. 15 milyar ton üzerindeki toplam kömür varlığıyla Türkiye nin bu anlamda zengin kömür rezervleri olduğu söylenemez. 106

113 Ancak son yıllarda linyit varlığında yaklaşık 5 milyar ton artış olmuştur. Gelişmiş ülkelerdeki araştırma şekli ile rezervlerin daha da artması beklenebilir. Türkiye nin enerjide dışa bağımlılığı, son yirmi iki yılda %20 daha artmıştır. Birincil enerji arzında dışa bağımlılık 1990 da %52 düzeyinde iken, 2000 yılında %67, 2007 yılında %74,5, 2012 yılında ise %72,4 olmuştur. Enerji ithalatı 2012 yılı sonu itibariyle 60 milyar dolara ulaşarak, ithalat - ihracat farkının artmasına neden olmaktadır. Bugüne kadar yerli kaynaklara öncelik verilmesi konusunda planlar yapılmışsa da, en iddialı hedef 2009 yılında ortaya konulmuştur. Yüksek Planlama Kurulu nun tarih ve 2009/11 sayılı kararı ile Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi kabul edilmiştir. Bu kararla; bilinen linyit ve taşkömürü kaynaklarının 2023 e kadar tamamının elektrik üretimi amacıyla değerlendirilmesi ve elektrik enerjisi üretiminde ithal doğal gaz tüketiminin %30 un altına indirilmesi öngörülmektedir. Ancak son dört yıldaki yapılanlar irdelendiğinde, öngörülen hedeflere ulaşılmasının zor olacağı ve kaybedilecek zamanın kalmadığı görülmektedir. Türkiye nin enerji de dışa bağımlılığı giderek artarken, enerji arz güvenilirliğinin ve güvenliğinin sağlanması için en önemli seçenek olarak, ulusal kömürlerinin bir an önce değerlendirilmesi görülmektedir. Kömür rezervlerine dayalı elektrik üretimlerinde, ithal kaynaklara dayalı santrallerle karşılaştırıldığında, 4 ile 16 kat kadar daha fazla doğrudan istihdam sağlandığı görülür. Kömür rezervlerine dayalı santraller, devreye girdiği takdirde, yılda üretilecek 100 milyar kwh elektrikle, 2023 yılı talep senaryolarına göre toplam talebin yaklaşık %22 si karşılanabilecektir. Kaynaklar 1) VIII. Beş yıllık Kalkınma Planı Kömür ÖİK Raporu, DPT, ) BP, ) Bal O. Türkiye de Kömür Santrali Yatırımları sunumu, ODTÜ, ) (Coal Information, Electricity Information, World Energy Outlook) IEA, ) DEK-TMK Enerji Raporları 6) Ekonomi Bakanlığı, 7) ETKB-MİGEM 2011, EÜAŞ Kömür Rezervleri 2013,MTA Kömür Sahası Raporları, Kömür Rezervleri 2013, TKİ Saha Raporları, Kömür ve Asfaltit Rezervleri ) 2012 TKİ Linyit Sektör Raporu, ) 2012 TTK, Faaliyet ve Sektör Raporları,2013, 10) EİGM/ETKB Genel Enerji Denge Tabloları 11) Koçak Ç., Kürkçü S., Yılmaz S. Elbistan Kömür Havz.Değer.ve Diğer Linyit Kaynakları Arasındaki Yeri, Türkiye10. Enerji Kongresi DEKTMK, ) Koçak. Ç., Tamzok N., Yılmaz S. Afşin Elbistan Kömür Havzasının Elektrik Potansiyeli TMMOB VII. Enerji Sempozyumu, 2009, s.273) 13) Reserves, Resources and Availability of Energy Resources BGR, 2012). 14) World Energy Resources WEC, ) Taka M., Gülhan M., Salman M., Çolakoğlu S. Konya- Karapınar Linyit Sahasının Buluculuk Talebine Esas Jeoloji ve Rezerv Raporları, MTA, 2010, ) TBMM Meclis Madencilik Araştırma Komisyonu Raporu, Mayıs ) TMMOB FMO Nükleer Enerji Raporu, 2006, s

114 6. NÜKLEER SANTRAL PROJELERİ Siyasi iktidarın nükleer santral yatırımlarında ısrar etmesi yanlış bir politikadır. Türkiye ye göre çok daha ileri bir teknolojik altyapıya sahip Japonya da, son yaşanan afetler sonrasında nükleer santrallerde yaşanan kazalar karşısında çaresiz kalındığı görmezden gelip, bize bir şey olmaz demek ise cehalet örneğidir. Akkuyu da kurulması öngörülen santral projesi yanlış bir projedir ve iptal edilmesi gerekir. Çünkü Akkuyu aktif fay hatlarına yakındır. Olası büyük bir deprem ve onu izleyebilecek dev dalgalar santrali hasara uğratabilecek ve ülkemizde de nükleer bir kazaya sebep olabilecektir. Bu konuyu, Biz Rusya ya söyledik, santrali daha güvenli yapacaklar vb. gayri ciddi ifadelerle geçiştirmek mümkün değildir. Nükleer santrallerle ilgili olarak, ülkemizin, Ulusal Nükleer Enerji Strateji Belgesi ve Eylem Planı hazırlanmadığı, Temel yasaların bulunmadığı, İkincil mevzuatında da birçok eksikliğin olduğu, Teknik bilgi birikimi ve deneyimi yeterli olmadığı, TAEK i bu konuda etkin kılacak düzenlemelerin yapılmadığı, Akkuyu NES için kontrollük hizmetlerini verecek kuruluşun belirlenmediği koşullarda, bugün Akkuyu NES projesinin, her türlü karar yetkisi devredilerek bir Rus şirketine bırakılması, aynı kurgu ve yaklaşımla yeni NES projelerine yönelinmesi ve ülkemizin nükleer enerji gibi stratejik bir konuda deneme sınama alanı yapılması kabul edilemez. Kaldı ki, yakıtından yapımına ve işletilmesine kadar Rus şirketlerine bağımlı Akkuyu NES projesi, taşıdığı tüm olumsuzlukların ve risklerin yanı sıra enerjide genel olarak dışa bağımlılığı, özel olarak Rusya ya bağımlılığı arttıracaktır. Aynı şekilde Sinop ta, Trakya da ve başka yerlerde her türlü karar erkinin yatırımcı şirketlerde olduğu, kamusal denetimin olmadığı süreçlerle başka NES lerin yapılması planları da kabul edilemez. Genel olarak enerji yatırımları, özel olarak nükleer santral projeleri ülke halkının ve kamuoyunun bilgi ve erişimi dışında, kapalı kapılar ardında yapılan görüşmelerin konusu olmamalıdır. Bütün süreçler açık, şeffaf, erişilebilir ve denetlenebilir olmalıdır. Çernobil kazasının trajik sonuçları yalnızca kazanın olduğu yeri, bölgeyi, ülkeyi değil, tüm dünyayı olumsuz yönde etkilemiştir. Şimdi Japonya daki NES kazalarının olumsuz sonuçlarının dünya ölçeğinde zincirleme ağır sorunlar yaratması söz konusudur. İnsanlığın bugün ulaştığı teknolojik düzeyde, NES lerdeki kaza risklerinin ortadan kaldırılmadığı ve kazalara karşı tam olarak tedbir alınmadığını, Japonya daki son kaza göstermiştir. Güvenlik sorununun yanı sıra atık sorununun da çözülmediği NES lerde, bugün ısrar etmek yanlıştır. 108

115 Öte yanda, Japonya da yaşanan süreçte de, yaşanan NES kazalarıyla ilgili verilen bilgilerin niteliği ve sınırlılığı da çok ciddi ve büyük sorunların kamuoyundan saklanmak istendiği kuşkusunu yaratmaktadır. Bu kaza tüm dünyaya bir ders olmalıdır. NES savunucularının sürecin ve doğurabileceği yıkıcı sonuçları olduğundan küçük göstermek çabaları nafiledir. Tüm dünyada NES ler mercek altına alınmak, yeni güncel ciddi güvenlik analiz ve testlerinden geçmek zorundadır. Çalışmalarında sorun doğabilecek tüm NES ler devre dışı bırakılmalıdır. Bu kapsamda komşu ülkelerde (Bulgaristan, Ermenistan vb.) bulunan ve bulundukları ülkenin yanı sıra, tüm bölge için risk oluşturabilecek geri nitelikte NES lerde çalışmaları durdurulmalıdır. Türkiye, orta ve uzun vadede yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik ihtiyacını karşılamakta yetersiz kalma olasılığına karşı önlemlerini almalıdır. Bu bağlamda nükleer enerji konusunda bilgi birikimini arttırmalı, uzun dönemde risklerin ortadan kalkacağı ve atık sorunun çözüleceği koşulların oluşması halinde, nükleer enerjiden yararlanma imkanlarına hazır olmalıdır. Ancak öncelikle ilgili tüm kesimlerin katılımı ve şeffaf bir anlayışla Ulusal Nükleer Enerji Strateji Belgesi ve Eylem Planını hazırlamalı, NES kazalarının ülkemiz ve insanlarımıza olumsuz etkilerine karşı dünya standartları düzeyinde Acil Eylem Planlarını kamuoyunun bilgisine sunmalıdır. 109

116 7. TÜRKİYE HİDROELEKTRİK POTANSİYELİ VE GELİŞME DURUMU Türkiye'nin hidroelektrik potansiyeli ve gelişme durumuna ilişkin bilgiler, TMMOB Makina Mühendisleri Odası Enerji Çalışma Grubu Danışmanı ve DEK-TMK Yönetim kurulu Üyesi, İnşaat Mühendisi Ayla Tutuş'un DEK-TMK 2013 Enerji Raporu için hazırladığı çalışmalarından derlenmiştir. 7.1 Türkiye Su ve Hidroelektrik Potansiyeli ve Gelişme Durumu Türkiye nin Su Potansiyeli Şekil 7.1 Türkiye nin Su Potansiyeli Türkiye de yıllık yağış yüksekliği mevsimlere ve bölgelere göre çok büyük farklılıklar göstermektedir. Doğu Karadeniz bölgesinde mm iken İç Anadolu da mm arasındadır. Ortalama yağış 643 mm olup, yılda ortalama 501 milyar m 3 suya tekabül etmektedir. Bu suyun 274 milyar m 3 ü toprak ve su yüzeyleri ile bitkilerden olan buharlaşmalar yoluyla atmosfere geri dönmekte, 69 milyar m 3 lük kısmı yeraltı suyunu beslemekte, 158 milyar m 3 lük kısmı ise akışa geçerek çeşitli büyüklükteki akarsular vasıtasıyla denizlere ve kapalı havzalardaki göllere boşalmaktadır. Yeraltı suyunu besleyen 69 milyar m 3 lük suyun 28 milyar m 3 ü pınarlar vasıtasıyla yerüstü suyuna tekrar katılmaktadır. Ayrıca, komşu ülkelerden ülkemize gelen yılda ortalama 7 milyar m 3 su ile brüt yerüstü suyu potansiyeli 193 ( ) milyar m 3 e ulaşmaktadır. Yeraltı suyunu besleyen 41 milyar m 3 de dikkate alındığında, ülkemizin toplam yenilenebilir su potansiyeli brüt 234 milyar m 3 olarak hesaplanmıştır. Ancak, teknik ve ekonomik olarak değerlendirilebilecek yurt içindeki potansiyel akarsulardan 95 milyar m 3, komşu ülkelerden yurdumuza gelen akarsulardan 3 milyar m 3 olmak üzere yılda ortalama toplam 98 milyar m 3, yeraltı suyu potansiyeli ise yapılmış olan etütlere göre 12 milyar m 3 olarak hesaplanmıştır. Böylece günümüz koşullarında, teknik ve ekonomik şartlar çerçevesinde ülkemizin tüketilebilir yerüstü ve yeraltı suyu potansiyeli yılda ortalama toplam 110 milyar m 3 olmaktadır. 110

117 Türkiye de 26 adet drenaj havzası bulunmaktadır. Bu havzalardan 15 i nehir havzası, 7 si irili ufaklı nehirlerden oluşan müteferrik havza ve 4 ü ise denize boşalımı olmayan kapalı havzalardan oluşmaktadır. Şekil 7.2 Türkiye nin 26 Drenaj Havzasını Gösteren Harita Türkiye de su kaynakları en yoğun olarak sulama amaçlı kullanılmaktadır. DSİ verilerine göre Türkiye de suyun %11 i sanayi, %16 i evsel ve %73 ü ise tarımsal amaçlı kullanılmaktadır DSİ verilerine göre sulama için yılda 32 milyar m 3, içme kullanım için 7 milyar m 3 ve sanayi için 5 milyar m 3 su kullanılmıştır. Toplamda 44 milyar m 3 olan su tüketimi Türkiye nin toplam su potansiyelinin yüzde 41,1 ine karşılık gelmektedir. Tablo 7.1 Türkiye Teorik HES Potansiyelinin Havzalara Göre Dağılımı Havza Adı Ort. Akım Havza akımı/ Akım Teorik HES Potansiyeli Havza Potansiyeli/ Potansiyel Milyar m³/yıl GWh/yıl % 1 Fırat 31,61 17,0 84,11 19,5 2 Dicle 21,33 11,5 48,71 11,3 3 D.Karadeniz 14,90 8,0 48,48 11,2 4 D. Akdeniz 11,07 6,0 27,45 6,4 5 Antalya 10,06 5,4 23,08 5,3 6 B. Karadeniz 9,93 5,3 17,91 4,2 7 B.Akdeniz 8,93 4,8 13,60 3,2 8 Marmara 8,33 4,5 5,18 1,2 9 Seyhan 8,01 4,3 20,88 4,8 10 Ceyhan 7,18 3,9 22,16 5,1 11 Kızılırmak 6,48 3,5 19,55 4,5 12 Sakarya 6,40 3,4 11,34 2,6 13 Çoruh 6,30 3,4 22,60 5,2 111

118 14 Yeşilırmak 5,80 3,1 18,69 4,3 15 Susurluk 5,43 2,9 10,57 2,4 16 Aras 4,63 2,5 13,11 3,0 17 Konya Kapalı 4,52 2,4 1,22 0,3 18 B. Menderes 3,03 1,6 6,26 1,4 19 Kuzey Ege 2,90 1,6 2,88 0,7 20 Van Göl. Kap. 2,39 1,3 2,60 0,6 21 Gediz 1,95 1,1 3,92 0,9 22 Meriç Ergene 1,33 0,7 1,00 0,2 23 K. Menderes 1,19 0,6 1,38 0,3 24 Asi 1,17 0,6 4,90 1,1 25 Burdur Göl HESB. 0,50 0,3 0,89 0,2 26 Akarçay 0,49 0,3 0,54 0,1 Türkiye Toplamı , Türkiye HES Potansiyeli Bir akarsu havzasının hidroelektrik enerji üretiminin kuramsal üst sınırını gösteren brüt teorik hidroelektrik potansiyeli, deniz seviyesine kadar olan (sınır aşan sularda sınıra kadar) mevcut düşü ve ortalama debinin oluşturduğu potansiyelin %100 verimle türbinlenerek elde edileceği varsayılan yıllık ortalama enerji potansiyelini ifade etmektedir. Topografya ve hidrolojinin bir fonksiyonu olan brüt hidroelektrik enerji potansiyeli, ülkemiz için 433 milyar kwh/yıl mertebesindedir. Teknik yönden değerlendirilebilir hidroelektrik potansiyel, bir akarsu havzasının hidroelektrik enerji üretiminin mevcut koşullardaki teknolojik üst sınırını göstermektedir. Uygulanan teknolojiye bağlı olarak düşü, akım ve dönüşümde oluşabilecek kaçınılmaz kayıplar hariç tutulduğunda, teknik açıdan uygulanabilmesi mümkün hidroelektrik projelerin ekonomik veya diğer şartlar gözetilmeden havzanın tümünde gerçekleştirilmesiyle elde edilecek hidroelektrik üretimin sınırlarını temsil etmektedir. Teorik potansiyelin yarısının teknik olarak geliştirilebileceği kabul edilerek ülkemizin teknik yönden değerlendirilebilir hidroelektrik enerji potansiyeli 216 milyar kwh/yıl olarak tahmin edilmektedir. Ekonomik olarak yapılabilir hidroelektrik potansiyel, bir akarsu havzasının hidroelektrik enerji üretiminin ekonomik olarak optimizasyonunun sınır değerini gösterir. Ekonomik olarak yararlanılabilir hidroelektrik potansiyel, beklenen faydaları (gelirleri), masraflarından (giderlerinden) fazla olan hidroelektrik projelerin enerji üretimini göstermektedir. Birçok kaynakta Türkiye ekonomik potansiyeli GWh/yıl olarak belirtilse de son yıllarda petrol ve doğal gaz fiyatlarındaki artış, yenilenebilir enerji kaynaklarına verilen teşvikler gibi nedenlerle ekonomik bulunmayan projelerde ekonomik hale gelmiş ve özel sektörden ilgi görmüştür. DSİ Genel Müdürlüğü HES Daire Başkanlığının Haziran 2013 tarihindeki verilerine göre bu tarihe kadar hazırlanarak ekonomik bulunduğu için DSİ ye başvurulan MW kurulu gücündeki 1598 adet projeden yılda ortalama GWh enerji üretimi yapılabileceği öngörülmüştür. Bu miktar, Türkiye ekonomik potansiyelinin günümüz koşullarında yükseldiğinin bir göstergesidir. Ancak bu potansiyel içe- 112

119 risinde bazı projeler ekonomik olsa bile çevresel ve sosyal nedenlerden dolayı gerçekleştirilmesi mümkün olmayabilecektir Genel Elektrik İçerisinde Yıllar İtibarıyla HES lerin Payı Türkiye elektrik üretimi içerisinde hidroelektrik üretimin payı 1980 lerde %60 lar civarında iken 90 lı yıllardan itibaren doğal gazın elektrik üretim amacıyla kullanılmaya başlanması ve yanlış politikalar sonucunda herhangi bir planlama olmadan yapımına izin verilen ve teşvik edilen doğal gaz santrallerinin devreye girmesiyle birlikte hidroliklerin payı %17 lere kadar düşürülmüştür (Tablo 7.2). Son yıllarda enerjide dışa bağımlılığın önemli ölçüde artması ve bu bağımlılığın arz güvenilirliğini tehlikeye sokması, bunun yanında cari açıktaki en büyük payın enerji için ödenmekte olan dövizin olması nedeniyle yerli kaynaklara bir yönelim başlamıştır yılında çıkartılan 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Teşvik Kanunu ile yenilenebilir enerji kaynaklarına özel sektör ilgisi artırılmış, yeni yapılan projelerle birlikte HES lerin kurulu güç olarak payı az da olsa artmıştır. Tablo 7.2 Türkiye Elektrik Enerjisi K.Güç ve Üretiminin ( ) Arası Gelişimi KURULU GÜÇ (MW) ENERJİ (GWh) Termik Hidrolik Toplam H/E Termik Hidrolik Toplam H/E Yıl T H E % T H E % , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,98 113

120 , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,90 114

121 GELİŞTİRİLEN POTANSİYEL Türkiye nin Enerji Görünümü Şekil Yılları Arasında Türkiye Elektrik Üretiminde Termik-Hidrolik Gelişimi Türkiye de Kasım 2013 itibarıyla, toplamda MW kurulu gücünde 443 adet hidroelektrik santral işletmede, MW toplam kurulu gücündeki 173 adet tesisin inşaatı devam etmekte, MW toplam kurulu gücündeki 982 adet tesis ise planlama aşamasında olup, toplam işlemleri devam eden proje sayısı 1598, kurulu güçleri toplamı ise MW'tır. Bu projelerden su kullanım hakkı anlaşması yönetmeliği çerçevesinde özel sektör tarafından geliştirilip DSİ internet sayfasında 3 numaralı tabloda ilan edilenlerin sayısı (işlemleri devam edenler) 899 olup, kurulu güçleri toplamı MW tır. Özel sektör tarafından yürütülmekte olan çeşitli kademelerdeki adet projenin geri kalan 329 adedi DSİ/mülga EİE tarafından geliştirilip özel sektör başvurusuna açılan projelerdir. Yani özel sektörün YİD kapsamındaki projeler dışında su kullanım hakkı anlaşması yönetmeliği kapsamında geliştirdiği projelerin toplam kurulu gücümüze katkısı potansiyel olarak %20 ler mertebesindedir. Tablo 7.3 Hidroelektrik Potansiyelin Proje Aşamaları ve Geliştiren Kurum/Kuruluş a Göre Dağılımı Projelerin Aşaması Adet Kurulu Kapasite Yıllık Üretim Üretim Oranı İŞLETME İNŞAAT PLANLAMA- PROJE MW GWh/yıl % DSİ ,1 Özel Sektör ,9 Diğer ,1 TOPLAM DSİ ,8 Özel Sektör ,6 DSİ ,2 Özel Sektör ,3 DSİ ,1 Özel Sektör ,8 Diğer ,1 GENEL TOPLAM ,1 16,4 36,5 100 Kaynak: DSİ Genel Müdürlüğü HES Daire Başkanlığı 115

122 Proje sayısı ve kurulu güç ilişkisine bakıldığında; özellikle yılları arasında ülke politikası gereği havzalardaki çok amaçlı olan büyük ve verimli projelere öncelik tanınmış, bir program çerçevesinde bu projelerin önemli bir bölümü devlet eliyle hayata geçirilmiştir. Yerli özel sektör firmaları 80 li yıllarda daha çok küçük ölçekli projeleri tercih etmiş, 5346 Sayılı Yasa kapsamında 2005 yılından sonra getirilen teşvikler ve yabancı firmalarla işbirliği olanaklarının oluşması üzerine büyük ölçekli projelere de ilgileri artmıştır. Şekil 7.4 İşletmedeki HES Projelerinin Türkiye deki Dağılımı Kaynak: DSİ Genel Müdürlüğü 2003 yılı Haziran ayında HES projelerinin özel sektör başvurusuna açılmasından 2012 yılına kadar, yıl yıl işletmeye alınmış olan HES kurulu güçleri Şekil 4.9 da verilmiştir yılına kadar olan projeler, genellikle 6446 Sayılı Kanun öncesinde 3096 Sayılı Kanun kapsamında özel sektör tarafından başlatılmış, 6446 Sayılı Kanun sonrasında tamamlanarak, 6446 Sayılı Kanun kapsamında lisanslandırılarak işletmeye alınmış olan projelerdir. 116

123 K.GÜÇ Şekil Sayılı Kanun Kapsamında İşletmeye Alınan Özel Sektör Projelerinin Yıllar Bazında Gelişimi Kaynak: DSİ Genel Müdürlüğü HES Daire Başkanlığı Şekil 7.6 İnşaatı Devam Eden HES Projeleri Kaynak: DSİ Genel Müdürlüğü Lisanslarında verilen termin programlarına göre inşaatı devam eden projelerin işletmeye alınma yılları aşağıdaki şekildedir. 117

124 ve Sonrası Toplam Şekil 7.7 İnşaatı Halindeki HES Projeleri (Öngörülen Devreye Alınma Yıllarına Göre Kurulu Güç Dağılımı) Kaynak: DSİ Genel Müdürlüğü HES Daire Başkanlığı HES Projelerinin Kuruluşlara, Yatırım Modeline ve Proje Durumlarına Göre Mevcut Durumları Türkiye elektrik piyasasında faaliyet gösterebilmek için tüm elektrik üretim santralları için 6446 Sayılı Kanun kapsamında EPDK dan lisans alınmak zorundadır. Bunun tek istisnası Yap İşlet Devret (YİD) modeli kapsamında inşa edilerek işletmeye alınmış olan projelerdir Sayılı Kanun kapsamında geliştirilmiş olan bu projelerin geçmişten gelen sözleşmeleri nedeniyle sözleşme süresi sonuna kadar (15-20 yıl) ürettikleri elektrik enerjisini belirlenmiş olan birim fiyat üzerinden devlete satmak zorundadırlar. 2. Bölümde kısaca değinilmiş olan Cumhuriyetten günümüze kadar olan süreçte geliştirilen projeler hakkında ayrıntılar başlıklar halinde aşağıda verilmektedir DSİ Genel Müdürlüğü Tarafından Tamamlanmış, İnşa Edilen ve Edilecek Olan Projeler DSİ Tarafından Tamamlanarak İşletilmek Üzere EÜAŞ a Devredilmiş Olan Projeler Kuruluşundan bugüne DSİ Genel Müdürlüğü tarafından MW kurulu gücünde 63 adet HES projesi tamamlanarak işletilmek üzere Elektrik Üretim AŞ ye (EÜAŞ) devredilmiştir. EÜAŞ tarafından işletilmekte olan bu santraller, yeni piyasa yapısı içerisinde lisanslı olarak üretim faaliyetini sürdürmektedir. EÜAŞ tarafından işletilmekte olan santrallerden sınır aşan sular üzerinde yer alan ve frekans kontrolü sağlayacak olan birkaç büyük santral dışındakilerin (Atatürk, Karakaya, Keban vb.) önümüzdeki dönemde özelleştirilmesi planlanmaktadır. 47 /70 118

125 Tablo 7.4 DSİ Tarafından Bitirilerek EÜAŞ a Devredilen Santraller Hidroelektrik santral adı K. Gücü Ort.Yıllık Üretimi MW Gwh/yıl Açılış Yılı 1 Adıgüzel Akköprü Almus Alpaslan I Altınkaya Aslantaş Ataköy Atatürk Batman Beyköy Borçka ** Çağçağ III Çamlıgöze Çatalan Çıldır Demirköprü Derbent Dicle Doğankent (I,II) Engil Ermenek Gezende Girlevik I Gökçekaya Hasan Uğurlu Hirfanlı Kapulukaya Karacaören I

126 29 Karakaya Karkamış ** Keban Kemer Kesikköprü Kılıçkaya Kiti Koçköprü Kovada II Köklüce Kralkızı Kuzgun Kürtün Menzelet Mercan Muratlı** Obruk Oymapınar Özlüce Seyhan I Suat Uğurlu ** Şanlıurfa-Tünel Tercan Torul Yenice Yüreğir Zernek Kılavuzlu Deriner Anamur 0, Erciş 0,

127 60 Kernek 0, Silifke-1 0, Uludere 0, Durucasu 0, TOPLAM DSİ Genel Müdürlüğü Tarafından Geliştirilmesine Karar Verilen Projeler 1992 yılında Hükümetler Arası İkili İşbirliği Protokolü kapsamında kredili olarak yapılmasına karar verilmiş olan projelerden; 1200 MW. kurulu gücünde Ilısu Barajı ve HES ile 540 MW kurulu gücünde Yusufeli Barajı ve HES projeleri için defalarca sözleşmeler imzalanmış; ancak ulusal ve uluslararası tepkiler nedeniyle ülkeler projeden çekilmiş ve bu projeler yıllarca sürüncemede kalmıştır sayılı kanun kapsamında her ne kadar devlet arz güvenilirliği tehdidi olmadığı müddetçe üretim tesisi yatırımı yapamayacak olsa da bu iki proje başvuruya açılmayarak DSİ Genel Müdürlüğü tarafından yapılmasına karar verilmiştir. Şu anda, Tablo 7.5 te verilen 4 adet projenin inşaatı DSİ Genel Müdürlüğü tarafından yürütülmektedir. Tablo 7.6 daki 3 projenin de DSİ tarafından ihalesi yapılacaktır. Tablo 7.5 DSİ Tarafından İnşaatı Devam Ettirilen Santraller K. GÜÇ MW Enerji GWh/yıl Başlama Yılı 1 Çine 39, Manyas 19, Topçam 60, Ilısu 1.200, TOPLAM 1.319, Tablo 7.6 DSİ Tarafından İhalesi Yapılacak Olan Santraller K. GÜÇ MW Enerji GWh/yıl Başlama Yılı 1 Kığı 140, Yusufeli 540, Kayraktepe 290,

128 Sayılı Kanun Kapsamında yapılmış olan HES ler ve Son Durum tarih ve 3096 Sayılı Yasa yla özel sektöre de elektrik üretim, iletim, dağıtım ve ticaretiyle ilgili yatırım yapma ve bu konularda faaliyette bulunma olanağı tanınmıştır. Ancak büyük rezervuarları olan baraj inşaatlarına gerek kamulaştırma sorunları, gerek maliyet büyüklüğü, gerek inşaat süresi uzunluğu ve gerekse baraj gövde inşaatı güvenliğinin hayati öneme haiz olması ve bu projelere tek başına girebilecek finansal güçlerinin olmaması gibi nedenlerle özel teşebbüs ilgi göstermemiştir. Küçük ve yapımı nispeten daha kolay olan projeler tercih edilmiş, 14 yıl boyunca yürürlükte olan 3096 Sayılı Kanun kapsamında sadece 2 si depolamalı olmak üzere 18 adet HES projesi gerçekleştirilmiştir (Tablo 7.7). Bunlardan 3 adet projenin işletme süreleri dolduğu için EÜAŞ a devredilmiş ve 2012 yılında özelleştirme idaresi tarafından açılan ihalede 49 yıllığına başka firmalara devredilmiştir. Aynı kapsamdaki 3 projenin daha işletme süreleri 2013 yılında dolmaktadır. Tablo 7.7 Yap İşlet Devret (YİD) Kapsamında İşletmede Olan HES ler No Santral Adı Kurulu Güç MW İşletme Yılı İşletme Süresi Sözleşme Sonu Son Durum 1 Ahiköy I 2, Ahiköy-II 2, Aksu-Çayköy 13, Berdan Satıldı 5 Birecik Çal 2, Çamlıca I EÜAŞ 8 Dinar II 3, Fethiye 16, Gaziler 11, Girlevik II-Mercan 11, Gönen 10, Hasanlar 9, Satıldı 14 Kısık 9, Satıldı 15 Suçatı 7, Sütçüler 2, EÜAŞ 17 Tohma-Medik 12, EÜAŞ 18 Yamula

129 7.2 Hükümetlerarası İkili İşbirliği Kapsamındaki Projelerin Bugünkü Durumu Türkiye nin sistem stabilitesi, arz güvenilirliği ve dışa bağımlılığı açısından hayati önemi olan ve hemen hemen tamamı depolamalı bu projelerle ilgili son durum Tablo 7.8 de verilmektedir. Söz konusu bu projelerden toplam MW Kurulu gücündeki ilk 5 proje tamamlanarak işletilmek üzere EÜAŞ a devredilmiştir. Tablo 7.8b'deki projeler DSİ tarafından yürütülmekte, Tablo 7.8c deki projeler ya çeşitli nedenlerle protokolü iptal edilmiş ya da firmaların haklarından feragat etmeleri sonucunda başvuruya açılmıştır. Tablo 7.8d deki projeler ise sözleşmelerinde yer alan firmalara, özel bir kanuni düzenleme ile 6446 kapsamında devam etme hakkı tanınmıştır. Tablo Arasında DSİ Tarafından Hükümetler Arası İkili İşbirliği Kapsamında Yürütülen Projeler Hidroelektrik Santral Adı Tesisin Kurulu Gücü (MW) Ort. Yıllık Üretim (GWh) İkili İşbirliği Protokolü a-) Bu Kapsamda Tamamlanarak İşletmeye Alınmış Olanlar 1 Karkamış Avusturya 2 Deriner Rusya 3 Borçka Avusturya 4 Muratlı Avusturya 5 Ermenek Avusturya Toplam b-) DSİ Tarafından Yapılmasına Karar Verilenler 1 Ilısu İsviçre 2 Yusufeli Fransa Toplam c-) 4664Sayılı Yasa Kapsamında Devam Hakkı Verilenler 1 Kargı ABD 2 Artvin Fransa 3 Alpaslan II ABD 4 Konaktepe I-II ABD 5 Pervari ABD 6 Eriç ABD 7 Durak ABD 123

130 8 Doğanlı Avusturya 9 Çukurca Avusturya 10 Beyhanı Avusturya 11 Kaleköy Avusturya Toplam d-) 4664Sayılı Yasa Kapsamında Yeniden Başvuruya Açılanlar 1 Gürsöğüt ABD 2 Cizre Kanada 3 Hakkari ABD 4 Laleli Kanada 5 Bayram Rusya 6 Bağlık Rusya 7 Mut ABD 8 Dereköy-Demirkapı Kanada 9 Çetin Kanada 10 Büyükdüz Kanada 11 Fındıklı-Arhavi Norveç Toplam Genel Toplam Tablo 7.9 da, Tablo 7.8c de yer alan 11 adet projenin son durumu verilmektedir. Söz konusu projeler için 18/4/2007 tarihinde kabul edilen 4283 Sayılı Kanun un geçici 4 üncü maddesi (Ek fıkra: 18/4/ /2 md.): "Bu fıkranın yayımı tarihinde, halen Hükümetlerarası İkili İşbirliği kapsamında yer alan projelere, Hükümetlerarası İkili İşbirliği Anlaşmasında veya bu anlaşmaya istinaden istihsal edilen Bakanlar Kurulu Kararında ya da Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı oluruyla belirlenen tüzel kişinin ya da kişilerin, 6762 Sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümlerine uygun olarak kuracakları veya mevcutlara ek yeni ortaklarla kuracakları şirketlerin, daha önce belirlenmiş ilgili projelerine su kullanım hakkı için başvurmaları halinde su kullanım hakkı ve elektrik üretim lisansı verilir. Bu fıkrada belirtilen tüzel kişilerin yapacağı hidroelektrik üretim tesisleri, kanal/nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olması şartı aranmaksızın 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun hükümlerinden yararlanırlar. fıkrası eklenerek bir takım ayrıcalıklar tanınmıştır. Başvuruya açılmayarak çoklu başvuru ile oluşabilecek yüksek devlet katkı payı engellenmiş ayrıca boyutu ne olursa olsun YEK avantajlarından yararlanma hakkı tanınmıştır. 124

131 Tablo 7.9 İkili İşbirliği Kapsamındaki Projelerden (Tablo 7.8c) Başvuruya Açılmayarak 5625/2 md. İle Düzenlenen Projelerde Son Durum Sıra No HES Adı Mevcut Durum Firma Adı İli K.GÜÇ MW Üretim GWh/yıl Alpaslan II Brj.ve HES Artvin Brj.ve HES Beyhanı I Brj.ve HES Beyhanı II Brj.ve HES Y.Kaleköy Brj.ve HES A. Kaleköy Brj.ve HES Gözeler Reg. Ve HES Çukurca Brj.ve HES Doğanlı Brj.ve HES Eriç Brj.ve HES İnşa ( %18,2) Enerjisa Muş İnşa ( %25) Doğuş Artvin İnşa (%61,2) Özaltın Cengiz Elazığ İnş. Öncesi Özaltın-Cengiz Elazığ İnşa ( %18) Özaltın-Cengiz Bingöl İnş. Öncesi Özaltın-Cengiz Bingöl İnş. Öncesi Özaltın-Cengiz Bingöl Lisans işlemleri Rönesans Hakkari Lisans işlemleri Rönesans Hakkari İnş. Öncesi Palmet Erzincan Pervari Brj. ve HES 9 Kargı Brj.ve HES 10 Durak Brj.ve HES 11 Konaktepe Brj.ve HES İnş. Öncesi Enerjisa Siirt İnş. Öncesi Limak Eskişehir Vazgeçildi Taşyapı Rize Danıştay İptal* Soyak Tunceli DSİ Genel Müdürlüğü TOPLAM *EPDK da işlemler yeniden devam ediyor. Tablo 7.10 da Hükümetler arası ikili işbirliği protokolü kapsamında yer alan projelerden sözleşmesi iptal edilerek 6446 Sayılı Kanun kapsamında başvuruya açılmış olan projeler yer almaktadır. Söz konusu projelere yoğun ilgi olmuş, katkı payı toplantılarında çok yüksek katkı payları teklif edilmiş; bu nedenle projelerin yapılabilirlikleri imkânsız hale gelmiştir. Üzerlerinden 4-6 yıl geçmesine rağmen 125

132 bu projelerden sadece Taşova ve Elmalı Barajları ve Büyükdüz HES tamamlanarak işletmeye alınmış, Çetin Barajı ve HES inşaatına ise 2012 yılında başlanmış; fakat ciddi bir ilerleme kaydedilmemiştir. Bağlık, Mut, Başköy, Çamlıca, Bayram, Demirkapı HES ler katkı paylarının yüksekliği nedeniyle yapılamayarak ya firmaları tarafından vazgeçilmiş ya da ÇED problemleri gerekçe gösterilerek iptal edilmiştir. Bağlık HES yeniden başvuruya açılmış, Gürsöğüt Barajı ve HES ise başvuruya açık olup, henüz başvuru yapılmamıştır. Tablo 7.10 İkili İşbirliği Kapsamındaki Projelerden (Tablo 7.8d) Başvuruya Açılan Projelerde Son Durum Sıra No 1 Taşova ve Proje Adı Elmalı Brj. Büyükdüz HES 2 Çetin Brj. ve HES İnşa Mevcut Durumu 3 Laleli Brj. ve HES İnşaat Öncesi Firma İli K.Güç (MW) Üretim (GWh/yıl) Katkı Payı İşletmede Ayen En. A.Ş. Gümüşhane , Çetin En. (Statkraft) Laleli En. (Akfen) Yılı Siirt , Erzurum , Hakkari Brj. ve HES Lisans öncesi HCZ Enerji Hakkari , Bağlık Brj. ve HES 6 Cizre Brj. ve HES 7 Gürsöğüt Brj. ve HES 8 Mut Brj. ve HES Tekrar Başvuruya Açıldı Katkı Payı Öncesi KRD Elektrik Artvin , Şırnak Başvuruya Açık Eskişehir Firma Vazgeçti 9 Başköy HES Lisans İptali 10 Çamlıca Brj. ve HES 11 Bayram Brj. ve HES 12 Dereköy Brj. ve Demirkapı HES Kaynak: DSİ Genel Müdürlüğü ÇED nedeniyle İptal Firma Vazgeçti tarihinde alınan ÇED kararı Mahkeme sonucu iptal edilmişti Pelinsu Enerji (Türkerler) Yalınkaya Enerji 6, Mersin , Rize , Başkent Üretim Artvin , LNS Enerji (LİMAK) Artvin , BESS Elektrik Rize , TOPLAM

133 ve 5346 Sayılı Kanunlar Kapsamında Başvuruya Açılmış Olan Projeler 2003 yılından günümüze kadar DSİ internet sayfasına kaydolan yaklaşık 2000 adet projeye yoğun başvurular olmuş, bu projelerden büyük bir bölümü uygun bulunurken, bazıları DSİ Genel Müdürlüğünün incelemeleri sonucunda teknik veya hukuki gerekçelerle bazıları da EPDK nın istemiş olduğu şartları yerine getiremediği için reddedilmiştir tarihinde yayımlanarak yürürlüğe giren mülga 4628 sayılı Kanun kapsamında çıkartılan Elektrik Piyasasında Üretim Faaliyetinde Bulunmak Üzere Su Kullanım Hakkı Anlaşması İmzalanmasına İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Yönetmelik 26 Haziran 2003 tarih ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe girmiştir. Tablo Kapsamında Başvuruya Açılmış Olan Projelerin Özeti (Kasım 2013) Tablo Adı Toplam HES Adedi Toplam Başvurulan HES Adedi Çoklu Başvuru Adedi Toplam K. Güç (MW) Toplam Başvurulan K.Güç (MW) 1 Tablo Tablo ~ ~ Tablo Tablo Tablo Tablo Başvuruya açılan Proje Toplamı Feragat İkili Anlaşma DSİ TOPLAM Kaynak: Hazırlayan: Ayla Tutuş Ağustos 2003 tarihinde ise DSİ tarafından hidroelektrik santral projeleri geliştirip işletilmek amacıyla özel sektör başvurularına açılmıştır. Bu kapsamda DSİ Genel Müdürlüğü nün adresinde 7 adet tablo oluşturulmuştur. Projeler, bulundukları konum itibariyle hukuki sorun yaratmaması için aşağıda açıklanan farklı tablolarda başvuruya açılmıştır. Bunlar; DSİ/EİE tarafından geliştirilerek başvuruya açılmış projeler Tablo-2 Tüzel kişilerin geliştirmek üzere başvuru yaptığı projeler Tablo-3 127

134 DSİ nin inşaatını yapmakta olduğu ve başvuruya açılan projeler Tablo-4 İkili işbirliği kapsamından çıkartılarak başvuruya açılan projeler Tablo-5 YİD kapsamından çıkartılarak başvuruya açılan projeler Tablo-6 Gruplandırılarak başvuruya açılan DSİ/EİE projeleri Tablo-7 DEK-TMK nın 2012 yılında yayımlamış olduğu Enerji Raporunda da verilmiş olan bu tabloda çok büyük bir değişiklik olmamıştır. Bunun nedeni DSİ Genel Müdürlüğünün tarihi itibariyle Tablo-3 kapsamındaki tüzel kişiler tarafından geliştirilen yeni proje başvurularını durdurmuş olmasıdır. Kasım 2013 tarihinde, son olarak toplam MW kurulu güçte 1639 adet projeye DSİ Genel Müdürlüğü tarafından başvuru yapılması uygun bulunmuştur. Bu projelerden MW kurulu güçte adedine özel sektör tarafından başvuruda bulunularak ilgili kurum ve kuruluşlarca değerlendirme ve incelemeye alınmıştır. Bazı projelerde ise lisans verildiği halde çeşitli nedenlerle gerçekleştiremeyecek olan yatırımcılara 2012 yılında iptal başvurusunda bulunmaları durumunda teminatlarının iade edileceği bildirilmiş ve bu kapsamda 415 adet projenin lisansı iptal edilmiştir. İptal edilen projeler düşüldükten sonra başvuru yapılmış olan adet projenin işlemleri çeşitli kademelerde yürütülmektedir. Tablo 7.12 İptal Edilen HES Projeleri Tablo 2 den iptal edilenler Tablo 3 ten iptal edilenler Tablo den iptal edilenler Toplam 78 adet 328 adet 9 adet 415 adet Kaynak: DSİ Genel Müdürlüğü Proje İlerleme Durumları 6446 sayılı Kanun kapsamında 6631 MW Kurulu güçte 259 adet proje tamamlanarak işletmeye alınmıştır. EPDK'nın web sayfasında verilen Temmuz 2013 tarihli proje ilerleme durumları tablolarına göre, lisans verilmiş olan toplam MW kurulu güçteki projeden % arasında ilerleme oranına sahip olan projelerin kurulu gücü MW, payı ise %16.26'dır. Projelerin %16.06'sının ilerleme oranı %35-70, %24.3'ün ilerleme oranı ise %10-35 aralığındadır. Yatırımdaki HES projelerinin %9.68'i, ilerleme oranları hakkında bilgi vermemektedir. Projelerin %33.88'lik bölümünün ise ilerleme oranı %10'un altındadır. 128

135 7.3 HES Projeleri Geliştirilirken Yaşanılan Bazı Önemli Sürçeler Hidroelektrik enerji santralleri, suyun potansiyel enerjisinin kinetik enerjiye dönüştürülmesi ile elde edilen bir enerji kaynağıdır. Ülke genelinde mevcut yağış miktarları ve akarsularımızın durumu dikkate alınarak mekânsal planları yapılmalıdır. Bu başlık altında, hidroelektrik santralinin yer seçimi aşamasından başlamak üzere, faaliyete geçmesine kadar olan mekânsal planlama sürecinde yasal çerçevede izlenmesi gereken iş ve işlemlere yer verilecektir. Ülkemizde hidroelektrik enerji santrallerine ilişkin mekânsal planlama süreci 3194 Sayılı İmar Kanunu ve ilgili yönetmelikleri kapsamında ele alınmaktadır. Su kaynağının enerji üretecek bir santrale dönüşmesini sağlayan bu süreçte söz konusu yatırımın hayata geçirilebilmesi için öncelikle ilgili kurum ve kuruluşların görüşleri doğrultusunda; Çevre Düzeni Planı (1/ ve 1/ ölçekli) 1/5000 ölçekli Nazım İmar Planı 1/1000 ölçekli Uygulama İmar Planının yaptırılması ve onaylanması gerekmektedir. Bu kapsamda hidroelektrik enerji santrallerine ilişkin yatırımlara ait yukarıda sayılan imar planı teklifleri hazırlanarak, plan onaylama yetkisine sahip kamu kurumuna sunulması gereklidir. Yetkili idarenin teklifi inceleyip, değerlendirmesinden sonra teklifin uygun bulunması halinde onaylayarak, yatırımın uygulamaya girmesine yönelik süreç başlatılmış olabilmektedir Hidroelektrik Enerji Santrallerinin Mekansal Planlamasında Yasal Çerçeve Hidroelektrik santrallerinin mekânsal planlama süreci üst ölçekli planlarda verilen kullanım kararları ile başlamakta ve alt ölçek imar planlarının yapımı ile son bulmaktadır. Bu kapsamda, 1/ ölçekli Çevre Düzeni Planları ve 1/ ölçekli İl Çevre Düzeni Planları ile Hidroelektrik Santrali yapılması planlanan alana ilişkin verilen kararlar, imar planları ile uygulamaya konulmaktadır. Planlama sürecinde 3194 Sayılı İmar Kanunu ve ilgili yönetmelikleri yasal çerçeveyi oluşturmakla birlikte, uygulamada tabi olunan birincil ve ikinci mevzuata aşağıda yer verilmiştir. Birincil Mevzuat 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun 5627 Sayılı Enerji Verimliliği Kanunu 2872 Sayılı Çevre Kanunu 2942 Sayılı Kamulaştırma Kanunu 3194 Sayılı İmar Kanunu 5403 Sayılı Toprak Koruma ve Arazi Kullanımı Kanunu 4342 Sayılı Mera Kanunu 644 Sayılı Çevre ve Şehircilik Bakanlığı nın Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanun Hükmünde Kararname 2634 Sayılı Turizmi Teşvik Kanunu 129

136 İkincil Mevzuat Elektrik Piyasasında Üretim Faaliyetinde Bulunmak Üzere Su Kullanım Hakkı Anlaşması İmzalanmasına İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Yönetmelik Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği Elektrik Enerjisi Üretimine Yönelik Jeotermal Kaynak Alanlarının Kullanımına Dair Yönetmelik Yenilenebilir Enerji Kaynak Belgesi Verilmesine İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Yönetmelik Askeri Yasak Bölgeler ve Güvenlik Bölgeleri Yönetmeliği Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği İş Yeri Açma ve Çalışma Ruhsatlarına İlişkin Yönetmelik Elektrik Kuvvetli Akım Tesisleri Yönetmeliği Tarım Arazilerinin Korunması, Kullanılması ve Arazi Toplulaştırmasına İlişkin Tüzük 324 Sıra Sayılı Milli Emlak Genel Tebliği 233 Sayılı Kamu İktisadi Teşebbüsleri Hakkında Kanun Hükmünde Kararname Hidroelektrik Enerji Santrallerine İlişkin Plan Onama Yetkisi Hidroelektrik Enerji Santrallerine ilişkin imar planı teklifleri; 5302 Sayılı İl Özel İdaresi Kanunu, 5216 Sayılı Büyükşehir Belediyesi Kanunu, 5393 Sayılı Belediye Kanunu uyarınca planlama alanı yer aldığı idari sınırlara göre ilgili belediyesince veya il özel idaresince, ya da gerekli görülen hallerde Çevre ve Şehircilik Bakanlığınca 644 Sayılı Çevre ve Şehircilik Bakanlığının Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanun Hükmünde Kararname nin 7(k) hükmü ve/veya Bakanlığın 3194 sayılı İmar Kanunu nun 9. maddesi uyarınca verilen yetkisi çerçevesinde onaylanmaktadır. Hidroelektrik Santrallere ilişkin Çevre ve Şehircilik Bakanlığının Plan Onama Yetkisi 644 Sayılı Çevre ve Şehircilik Bakanlığının Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanun Hükmünde Kararname nin 7(k) hükmü uyarınca Bakanlık; Bakanlar Kurulunca yetkilendirilen alanlar ile merkezi idarenin yetkisi içindeki kamu yatırımları, mülkiyeti kamuya ait arsa ve araziler üzerinde yapılacak her türlü yapı, milli güvenliğe dair tesisler, askeri yasak bölgeler, 7269 Sayılı Umumi Hayata Müessir Afetler Dolayısıyla Alınacak Tedbirlerle Yapılacak Yardımlara Dair Kanun hükümleri çerçevesinde yapılacak binalar, genel sığınak alanları, özel güvenlik bölgeleri, enerji ve telekomünikasyon tesisleri ile ilgili altyapı, üstyapı ve iletim hatları, yanıcı, parlayıcı ve patlayıcı madde üretim tesisleri ve depoları, akaryakıt ve sıvılaştırılmış petrol gazı istasyonları gibi alanlar ile ilgili her tür ve ölçekteki planların yapılmasına ilişkin esasları belirlemek, bunlara ilişkin her tür ve ölçekteki harita, etüt, plan ve parselasyon planlarını gerektiğinde yapmak, yaptırmak ve resen onaylamak yetkisine sahiptir. Bu nedenle, yatırımcı gerçek kişiler ile kamu ve özel kurum ve kuruluşları Çevre ve Şehircilik Bakanlığına müracaat ederek, enerji tesislerine ilişkin tekliflerini (HES, RES, JES vb.) sunma hakkına sahiptir. 644 Sayılı Çevre ve Şehircilik Bakanlığının Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanun Hükmünde Kararname nin 2(ç) (Değişik: 8/8/2011-KHK-648/1 md.) maddesi uyarınca ise Her tür ve ölçekteki fiziki planlara ve bunların uygulanmasına yönelik temel ilke, strateji ve standartları belirlemek ve bunların 130

137 uygulanmasını sağlamak, Bakanlar Kurulunca yetkilendirilen alanlar ile merkezi idarenin yetkisi içindeki kamu yatırımları, mülkiyeti kamuya ait arsa ve araziler üzerinde yapılacak her türlü yapı, milli güvenliğe dair tesisler, askeri yasak bölgeler, genel sığınak alanları, özel güvenlik bölgeleri, enerji ve telekomünikasyon tesislerine ilişkin etütleri, harita, her tür ve ölçekte çevre düzeni, nazım ve uygulama imar planlarını, parselasyon planlarını ve değişikliklerini resen yapmak, yaptırmak, onaylamak ve başvuru tarihinden itibaren iki ay içinde yetkili idarelerce ruhsatlandırma yapılmaması halinde resen ruhsat ve yapı kullanma izni vermek yetkisine sahiptir. Çevre ve Şehircilik Bakanlığının 3194 Sayılı İmar Kanunu nun 9. maddesi ile Bakanlık gerekli görülen hallerde, kamu yapıları ve enerji tesisleriyle ilgili alt yapı, üst yapı ve iletim hatlarına ilişkin imar planı ve değişikliklerinin, umumi hayata müessir afetler dolayısıyla veya toplu konut uygulaması veya Gecekondu Kanunu nun uygulanması amacıyla yapılması gereken planların ve plan değişikliklerinin, birden fazla belediyeyi ilgilendiren metropoliten imar planlarının veya içerisinden veya civarından demiryolu veya karayolu geçen, hava meydanı bulunan veya havayolu veya denizyolu bağlantısı bulunan yerlerdeki imar ve yerleşme planlarının tamamını veya bir kısmını, ilgili belediyelere veya diğer idarelere bu yolda bilgi vererek ve gerektiğinde işbirliği sağlayarak yapmaya, yaptırmaya, değiştirmeye ve resmen onaylamaya yetkili olduğu hükme bağlanmıştır. Konu özetlenecek olursa; enerji yatırımcıları, belediye ve mücavir alan sınırları içerisinde yer alan hidroelektrik santrali imar planı tekliflerini onaylanmak üzere ilgili belediye başkanlığına, söz konusu imar planının büyükşehir belediye başkanlığı ve mücavir alan sınırları içinde yer alması durumunda ise büyükşehir belediye başkanlığına, belediye ve büyükşehir belediye başkanlığı ve mücavir alan sınırları dışında yer alan imar planı teklifleri için ise ilgili il özel idaresine başvuru yapabilirler. Ayrıca enerji yatırımcıları imar planı tekliflerini kurulmak istenilen santral projesinin yer aldığı idari sınırlara bakılmaksızın, Çevre ve Şehircilik Bakanlığına da müracaat edebilir. Özellikle, hidroelektrik enerji santralin birden fazla idarenin yetki sınırları içinde yer alması durumunda uygulama kolaylığı sağlanması amacıyla Çevre ve Şehircilik Bakanlığına müracaat etmelerinde fayda görülmektedir. Şekil 7.8 HES Projesi Şematik Görünümü 131

138 Enerji yapılarına ilişkin süreçte kurumlardaki farklı uygulamalar nedeniyle yatırımcılar tarafından uyulması gereken iş ve işlemler farklılaşabilmektedir. HES genel olarak enerji yatırım süreci ve bu süreçte yer alan taraflar aşağıdaki şemada gösterilmektedir. SÜREÇ ENERJİ TESİSLERİ YATIRIM SÜRECİ TARAFLAR YATIRIMCI ÖN FİZİBİLİTE SANTRAL KUR- MA KARARI KAPSAMLI FİZİ- BİLİTE KAYNAK KUL- LANIM ANLAŞ- MALARI LİSANS BAŞVU- RUSU İNCELEME VE DEĞERLENDİRME UYGUN BULMA (ÖN KARAR) LİSANS PROJE GELİŞTİRME LİSANSLAMA YATIRIMCI HES (DSİ, EİE), EPDK ORMAN VE SU İŞLERİ BAKAN- LIĞI TEİAŞ ELEKTRİK DAĞI- TIM ŞİRKETLERİ ÇEVRE VE ŞE- HİRCİLİK BA- KANLIĞI EPDK İLGİLİ DİĞER KURUMLAR İMAR PLANI SİSTEM BAĞ- LANTI ANLAŞ- MASI KULLANIM AN- LAŞMASI DİĞER İZİNLER PROJE RUHSAT İNŞAAT KABUL İZİN VE ONAYLAR UYGULAMA ENERJİ VE TABİİ KAYNAKLAR BAKANLIĞI EPDK BELEDİYE, İL ÖZEL İDA- RESİ YAPI DENETİM FİRMASI Şekil 7.9 Enerji Tesislerinin Yatırım Süreci Kaynak: Enerji Yapılarının Planlanmasında Enerji Yapılarının Planlanmasında ve Yapılaşmasında Karşılaşılan Sorunlar YOİKK Yatırım Yeri Teknik Komitesi Çalışma Raporu (Çevre ve Şehircilik Bakanlığı, 2010) (Güncellenmiş şekliyle) 132

139 7.4 Hidroelektrik Üretim Santrallerinin Özelleştirmesi Özelleştirme İdaresi tarafından EÜAŞ ın elinde bulunan elektrik üretim santrallerinin 2012 yılında özelleştirilmesi planlanmaktaydı. Ancak küresel krizin de etkisiyle hidroelektrik santral projelerinden isimleri aşağıda verilen birkaç küçük projenin dışında herhangi bir özelleştirme söz konusu olmamıştır yılında YİD Kapsamında olup işletme süresi ile ilgili sözleşme sürelerinin dolması nedeniyle EÜAŞ a devredilmiş projeler ile atıl durumda olan bazı küçük ölçekli santraller, Özelleştirme İdaresi tarafından açılan ihale ile özel sektöre devredilmiştir. Bu kapsamdaki Berdan HES 47 milyon dolara Tayfurlar Enerji Elektrik Üretim'e, Hasanlar HES milyon dolara Batıçim Enerji Elektrik Üretim'e ve Kısık HES ise milyon dolara Kılıç Enerji Üretim firmasına 49 yıllığına devredilmiştir yılında ise Çamlıca, Sütçüler ve Tohma-Medik HES lerin işletme süreleri dolduğu için EÜAŞ a devredilecektir yılında ihale edilerek işletme hakları özel sektöre devredilen diğer projeler ise yaşlı ve atıl durumda olan küçük ölçekli HES lerdir. Bu projeler, özellikleri ve satış bedelleri ve alan firmaların isimleri Tablo 7.13 te verilmiştir; Tablo Yılında Özelleştirilen Santraller Santral Adı Kurulu Güç (MW) İşletme Yılı Satış Fiyatı (Milyon TL) FİRMA 1 Engil+Erciş+Hoşap 4,6+0,8+4, ,05 Tahiroğulları 2 Koçköprü 8, ,00 Tahiroğulları 3 Göksu 10, ,50 Nurol 4 Bozkır+Ermenek 0,08+1, /1934 1,99 Özbey 5 Ladik Büyükkızoğlu+Durucasu 0,40+0, ,76 Met Enerji 6 Arpaçay-Telek ve Kiti 0,10+2, ,01 Metaltek EÜAŞ ın işletmekte olduğu santrallerden sınır aşan sular üzerindeki büyük rezervuarlı barajların dışındaki santrallerin ise önümüzdeki dönem de özelleştirilmesi planlanmaktadır. 7.5 Su Yapılarının Denetimi Türkiye nin ekonomik ve sosyal bakımdan kalkınmasının sağlanması için sanayileşme bir hedef olup, sanayinin ve diğer kullanıcıların ihtiyacı olan enerjinin, yerinde, zamanında ve güvenilir şekilde karşılanması büyük önem arz etmektedir. Su kaynaklarımızın geliştirilmesi, korunması ve yönetilmesi vizyonu ile hareket eden Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü ülkemizin teknik olarak değerlendirilebilir hidroelektrik enerji potansiyelinin geliştirilmesi ve ekonomiye kazandırılması için büyük çaba göstermektedir. Geçmişte bu yatırımlar tamamen devlet eliyle yapılmakta iken, Mülga 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile başlayan ve30/03/2013 tarih ve sayılı Resmi Gazete de yayımlanarak 133

140 yürürlüğe giren 6446 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile devam eden süreçte, özel sektör bilgi ve sermayesi de bu HES projelerinin geliştirilmesi ve inşasına yönlendirilmiş, bu sayede enerji sektöründe dışa bağımlılığın azaltılması için önemli adımlar atılmıştır. Lisans sahibi yatırımcılar tarafından inşa edilen HES projeleri, mülga 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu'nun Geçici 14 üncü maddesinin (f) bendine eklenen 20/2/2001 tarihli ve 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve Su Kullanım Hakkı Anlaşması çerçevesinde elektrik enerjisi üretmek maksadıyla yapılacak olan üretim tesislerinin su yapısıyla ilgili kısımları ile gerçek ve tüzel kişiler tarafından inşa edilecek suyla ilgili yapıların inşasının inceleme ve denetimi, masrafları ilgililerine ait olmak üzere DSİ tarafından yapılır veya gerektiğinde yetkilendirilecek denetim şirketlerine yaptırılması sağlanır. Denetim şirketleri ile ilgili uygulamaya ilişkin usul ve esaslar, ilgili bakanlıkların görüşü alınmak kaydıyla DSİ tarafından çıkarılacak yönetmelikle düzenlenir." hükmüne istinaden çıkarılan "Su Yapıları Denetim Hizmetleri Yönetmeliği" hükümleri doğrultusunda denetlenmekte iken Kanun hükmündeki ifadenin Anayasa'ya aykırı bulunması neticesinde Su Yapıları Denetim Hizmetleri Yönetmeliği de dayanaksız kalmıştır. Dolayısıyla lisans sahibi yatırımcılar tarafından inşa edilen HES projelerinin, tarih ve sayılı Resmi Gazete'de yayımlanarak yürürlüğe giren 6446 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu'nun denetim konulu 15. maddesinin (2). ve (3). fıkralarında sınırları belirtilen şekilde denetlenmesi ile ilgili mevzuat düzenlemesi yapılması ihtiyacı ortaya çıkmıştır Tarih ve sayılı Resmi Gazete'de yayımlanarak yürürlüğe giren 6446 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu'nun denetim konulu 15. maddesinin 2 ve 3. fıkralarında denetim; "MADDE 15 (2) Bu Kanun ve su kullanım hakkı anlaşması çerçevesinde elektrik enerjisi üretmek maksadıyla yapılacak olan üretim tesislerinin su yapısıyla ilgili kısımları ile gerçek ve tüzel kişiler tarafından yapılacak baraj, gölet ve regülatör gibi su yapılarının inşasının inceleme ve denetimi DSİ tarafından yapılır. (3) Bakanlık, Kurum ve DSİ bu Kanun kapsamındaki denetim yükümlülükleri ile ilgili olarak,sonuçları itibarıyla Bakanlık, Kurum ve DSİ açısından bağlayıcı olmayacak ve yaptırım içermeyecek şekilde inceleme, tespit ve raporlama yapmak üzere yetkilendirecekleri şirketlerden ilgili mevzuatına uygun bir şekilde hizmet satın alabilir. Bu şirketlerin nitelikleri, yetkilendirilmesi ve yetkili şirketlerle denetlenecek şirketlerin hak ve yükümlülükleri ile diğer usul ve esaslar ilgisine göre Bakanlık, Kurum ve DSİ tarafından çıkarılan yönetmeliklerle düzenlenir." denilmiştir. Aynı Kanunun "Atıflar ve yönetmelikler" başlıklı 31. maddesinin 2. fıkrasında "Bu Kanun kapsamında düzenlenmesi gereken ve süre belirtilmeyen yönetmelikler, bu Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten itibaren altı ay içinde çıkarılır " denilmiştir. DSİ tarafından hazırlanmış olan taslak halindeki Hidroelektrik Enerji Üretim Tesisleri Denetim Hizmetleri Yönetmeliği ile DSİ'nin hidroelektrik enerji üretim tesislerinin denetimi konusunda ihtiyaç duyacağı yardımcı hizmetlerin (danışmanlık/müşavirlik) güvenilir ve etkin şekilde 4734 sayılı Kamu İhale Kanunu hükümleri çerçevesinde alınması için, 6446 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu'nun Denetim konulu 15. Maddesinde belirtilen şekilde ve yürürlükteki diğer mevzuat içerisinde kalmak üzere 134

141 gerekli düzenlemeler yapılmıştır. Taslak yönetmelik ile ilgili gerek kurum içi görüşlerin ve gerekse kurum dışı görüşlerin alınma süreçleri tamamlanmıştır. Taslak Yönetmelik Başbakanlık Mevzuatı Geliştirme ve Yayın Genel Müdürlüğüne gönderilecektir. Yönetmeliğin yayınlanmasına müteakip DSİ Hidroelektrik Enerji Üretim Tesisleri Denetim Hizmetleri Yönergesi adı altında denetim ile ilgili tüm teknik hususları içeren ve hazır durumda bulunan yönerge Bakanlık Makamı onayı ile yayınlanacaktır Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında özel sektör tarafından inşa edilen HES lerin denetimi DSİ Genel Müdürlüğü ve taşra teşkilatı tarafından yakından takip edilmekte, DSİ tarafından yapılan denetimler sürdürülmektedir. 7.6 Pompa Depolamalı HES ler Enerji arz güvenilirliğini garanti edecek politikalar geliştirilirken; yerli kaynakların kullanılması, puant talebin karşılanması, elektriğin uygun gerilim ve frekansta olması, güçlü bir sistem oluşturulması ve sistemde makul bir yedek kapasite bulundurulması hedeflenmelidir. Günümüzde bütün modern enerji sistemleri arz güvenilirliği, sistem stabilitesi, enerji kaynaklarının daha verimli kullanılması iletim/dağıtım problemlerinin ve maliyetlerinin minimize edilmesi gibi birçok nedenlerle enerjinin depolanmasını zorunlu kılar. Eğer bir ülkenin enerji ihtiyacı büyük oranda termik ve nükleer gibi baz karakterli santrallerden karşılanıyorsa, bunun yanında ülke kesintili karakterde yenilenebilir enerji kaynaklarına sahip ve bu kaynakları verimli bir şekilde kullanmak istiyorsa, sistemde hızla devreye girip çıkabilme özelliğine sahip santrallere ihtiyaç vardır. Bu ihtiyaç; ya büyük oranda fosil yakıt santrallerini birkaç dakikada devreye girebilmesi için sıcak yedekte hazır tutarak ekonomik olmayan bir yöntemle ya da hızla devreye girip çıkma özelliğine sahip olan klasik depolamalı hidroelektrik santraller ve/veya diğer enerji depolama sistemleri hayata geçirilerek karşılanabilir. Ülkemiz için kısmen tercih edilmekte olan yöntem bunlardan birincisidir. Bu da zaten %80 lerin üzerinde olan fosil yakıt kullanımının ve 2008 yılında genel enerjide %76, elektrik enerjisinde %60 a ulaşmış olan dışa bağımlılığımızın ve aynı zamanda fosil yakıt kullanımından dolayı oluşacak emisyonların artırılması anlamı taşımaktadır. Enerjinin depolanması, dünyada son yıllarda gelişen yeni liberal piyasa modelinde, elektrik değer zincirinin en kritik bileşenlerinden biridir ve enerji depolama sistemleri endüstrisi yeni, önemli ve tüm dünyada hızla gelişmekte olan bir endüstri seçeneğidir. Piyasalarda sistem işletmecilerinin büyük ölçekte yenilenebilir enerji üretimini sisteme entegre edebilmeleri için enerjinin depolanmasına ihtiyaçları vardır. Teknik değerlendirmeler ve fizibilite çalışmaları enerji depolamanın sadece teknik bir gereklilik değil aynı zamanda maliyet avantajı sağladığını da göstermektedir. Türkiye de bugüne kadar enerjinin depolanması konusuna gereken önem verilmemiştir. Ancak ülkemizde kesintili karakterdeki enerji kaynaklarının ve/veya nükleer santrallerin enerji planlaması içerisinde yer alması düşünülüyorsa verimli ve daha sağlıklı bir planlama için bunların enerji depolama sistemleri ile birlikte planlanması gerekmektedir. 135

142 Santrallerin devreye girme ve tam kapasiteye ulaşabilme süreleri ile ilgili Japonya da yapılan bir çalışmanın sonuçları bu santrallerin sistemde bulunmasının arz güvenilirliği ve sistem stabilitesi açısından ne kadar önemli olduğunu ve pompa depolamalı hidroelektrik santrallerin bir an önce elektrik sistemimiz içerisinde yer almasının gerekliliğini ortaya koymaktadır. Eğer elektrik enerjisinin büyük bir bölümü, devreye girmeleri ve tam kapasiteye ulaşmaları minimum bir saat alan fosil yakıtlardan ve devreye girmeleri daha da uzun zaman alan nükleer santrallerden elde ediliyorsa az önce bahsettiğimiz sorunların yaşanması kaçınılmazdır. Söz konusu problemlerin yaşanmaması veya en aza indirilmesi için, ani yük artışlarında rezerv yükü saniye içinde karşılayabilecek ve daha büyük yük taleplerinde devreye girme süreleri birkaç dakikayı geçmeyen santrallere ihtiyaç vardır. Dünyada bu konuda en gelişmiş yöntem enerjinin su formunda depolandığı ve çok kısa süre içerisinde hızla devreye alınabilme özelliğine sahip olan Pompa Depolamalı Hidroelektrik Santrallerdir. Ülkemizde de bu anlamda ekonomik olarak birçok projenin geliştirilmesi mümkündür Bugünkü puant gücümüz MW, RES kurulu gücümüz 2000 MW yani RES, puant gücün %5 i kadardır. Yarın, 2023 yılında, punt gücümüzün MW olduğunu ve RES gücümüzün de MW olduğu dikkate aldığımızda RES gücü, puant gücün %25 i olacaktır. Bu gücü doğrudan şebekeye bağlayarak PDHES olmaksızın yönetmek mümkün değildir. Bu yüzden, özellikle nükleer ve rüzgar projeleri PDHES ler ile birlikte planlanmalıdır. TEİAŞ tarafından yapılmış olan kapasite üretim projeksiyonları kapsamında iyimser ve kötümser iki senaryo hazırlanmıştır. İyimser senaryoya göre 2017, kötümser senaryoya göre 2015 yılından itibaren işletmede olan, inşa edilen ve lisansı alınmış olan santrallerin tümünün puant enerji ihtiyacını karşılayamayacağı tespit edilmiştir. Puant talebin karşılanmasında barajlı hidroelektrik santrallerin yetersiz kalmaları halinde devreye girmesi hedeflenen pompaj depolamalı hidroelektrik santral projeleri geliştirmek amacıyla EİE tarafından çalışılmış olan PDHES ler Tablo 7.14'te verilmiştir. 136

143 Tablo 7.14 EİE Tarafından Çalışılmış Olan PDHES ler Tesis Adı Kurulu Gücü [MW] İli Türü Proje [m 3 /s] Debisi Düşü [m] Gökçekaya PHES Eskişehir Mevcut baraj gölüne entegre İznik I PHES Bursa Tamamen yeni yatırım Sarıyar PHES Ankara Mevcut baraj gölüne entegre Bayramhacılı PHES Kayseri Mevcut baraj gölüne entegre Hasan Uğurlu PHES Samsun Mevcut baraj gölüne entegre Adıgüzel PHES Denizli Mevcut baraj gölüne entegre Burdur PHES Burdur Tamamen yeni yatırım Eğridir PHES Isparta Tamamen yeni yatırım Kargı PHES Ankara Mevcut baraj gölüne entegre Karacaören II PHES Burdur Mevcut baraj gölüne entegre Yalova PHES 500 Yalova Tamamen yeni yatırım Yamula PHES 500 Kayseri Mevcut baraj gölüne entegre Oymapınar PHES 500 Antalya Mevcut baraj gölüne entegre Aslantaş PHES 500 Osmaniye Mevcut baraj gölüne entegre İznik II PHES 500 Bursa Tamamen yeni yatırım Demirköprü PHES 300 Manisa Mevcut baraj gölüne entegre İlk etüt seviyesinde mülga EİE tarafından yapılan PHES talep çalışmasına göre - Ankara, İstanbul, İzmir, Bursa, İzmir illeri birinci dereceden öncelikli; - Tekirdağ, Antalya, Konya, Adana, Hatay, Gaziantep ve Şanlıurfa illeri ikinci dereceden öncelikli; - Kırklareli, Çanakkale, Balıkesir, Manisa, Denizli, Muğla, İçel, Eskişehir, Sakarya, Zonguldak, Samsun, Kayseri, Kahramanmaraş, Diyarbakır, Mardin üçüncü dereceden öncelikli; - Edirne, Bilecik, Kütahya, Aydın, Ordu, Sivas, Malatya, Elazığ, Adıyaman, Batman, Şırnak, Van illeri dördüncü dereceden öncelikli illerdir. Ülkemizde, PHES çalışmaları ilk defa mülga EİE Genel Müdürlüğü tarafından başlatılmıştır. Mülga EİE Genel Müdürlüğü koordinasyonunda Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi Genel Müdürlüğü (TEİAŞ) ve Japonya Uluslararası İşbirliği Ajansı (JICA) aracılığı ile görevlendirilen Tokyo Electric Power Company (TEPCO) uzmanları eşliğinde Master Plan çalışmaları tamamlanmıştır. 2 Kasım 137

144 2011 tarih ve sayılı (mükerrer) Resmi Gazete'de yayımlanan "662 Sayılı Kanun Hükmünde Kararname" ile DSİ Genel Müdürlüğü bünyesinde kurulan Hidroelektrik Enerji Dairesi Başkanlığı tarafından devam ettirilmiştir. Halen Gökçekaya PHES projesinin projelendirme çalışmaları DSİ Genel Müdürlüğü ve JICA iş birliği içerisinde yürütülmektedir. Kaynaklar 1. DEK-TMK 2012 Enerji Raporu 2. DEK-TMK 2013 Enerji Raporu World Atlas&Industry Guide 138

145 8. TÜRKİYE DE RÜZGÂR ENERJİSİ 8.1 Türkiye Rüzgâr Enerjisi Potansiyeli Türkiye, Avrupa da rüzgâr enerjisi potansiyeli bakımından zengin ülkelerden biridir. Üç tarafı denizlerle çevrili olan ve yaklaşık 3500 km kıyı şeridi olan Türkiye de, özellikle Marmara kıyı şeridi ve Ege kıyı şeridi sürekli ve düzenli rüzgâr almaktadır. Türkiye Rüzgâr Enerjisi Potansiyel Atlası (REPA), Türkiye rüzgâr kaynaklarının karakteristiklerini ve dağılımını belirlemek amacıyla YEGM (eski EİE) tarafından 2006 yılında üretilmiştir (Şekil 8.1). Atlasta verilen detaylı rüzgâr kaynağı haritaları ve diğer bilgiler rüzgâr enerjisinden elektrik üretimine aday bölgelerin belirlenmesinde kullanılabilecek bir alt yapı sağlamaktadır. Yıllık ortalama değerler esas alındığında, Türkiye nin en iyi rüzgâr kaynağı alanları kıyı şeritleri, yüksek bayırlar ve dağların tepesinde ya da açık alanların yakınında bulunmaktadır. Açık alan yakınlarındaki en şiddetli yıllık ortalama rüzgâr hızları; Türkiye nin batı kıyıları boyunca, Marmara Denizi çevresinde ve Antakya yakınında küçük bir bölgede meydana gelmektedir. Orta şiddetteki rüzgâr hızına sahip geniş bölgeler ve rüzgâr gücü yoğunluğu Türkiye nin orta kesimleri boyunca mevcuttur. Şekil 8.1 Türkiye Rüzgâr Atlası (Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü (YEGM)) 139

146 Tablo 8.1. REPA ya Göre Türkiye Rüzgâr Potansiyeli (YEGM) Rüzgâr Kaynak Derecesi Rüzgâr Sınıfı 50 m de Rüzgâr Gücü Yoğ. (W/m 2 ) 50 m de Rüzgâr Hızı (m/s) Toplam Alan (km 2 ) Rüzgârlı Arazi Yüzdesi Toplam Kurulu Güç (MW) Orta ,5 7, ,39 2, İyi ,0 7, ,87 0, ,36 Harika ,5 8, ,86 0, ,32 Mükemmel ,0 9, ,98 0, ,92 Sıradışı 7 > 800 > ,17 0,01 195,84 Toplam ,28 3, ,40 Türkiye Rüzgâr Atlasında (REPA) yer seviyesinden 50 metre yükseklikteki rüzgâr potansiyelleri incelendiğinde Ege, Marmara ve Doğu Akdeniz bölgelerinin yüksek potansiyele sahip olduğu görülmektedir. REPA ya göre Türkiye rüzgâr enerji potansiyeli, belirlenmiş kriterlerin ışığında rüzgâr sınıfı iyi ile sıra dışı arasında ,44 MW olarak belirlenmiştir. Bu araziler Türkiye toplamının %1,30 una denk gelmektedir (Tablo 8.1). 8.2 Türkiye Rüzgâr Enerjisinin Gelişimi Türkiye de şebekeye bağlı rüzgâr enerjisi ile elektrik üretimi 2013 Aralık sonu itibarıyla toplam 72 adet rüzgâr santrali ile 2759,6 MW a ulaşmıştır yılında ticari işletmeye giren bu santrallerden üretilen elektrik enerjisi ise 7517,6 GWh olarak gerçekleşmiştir 1 (Şekil 8.2). Bu kurulu güç ve elektrik üretimi sırası ile Türkiye toplam kurulu gücünün %4.3'ü ve Türkiye toplam elektrik üretiminin %3,1 ini oluşturmuştur. Balıkesir, İzmir, Manisa, Hatay, Çanakkale, rüzgâr santrallerinin yoğun olarak yer aldığı illerdir. Rüzgâr santrallerinin yoğun olarak kurulduğu iller, REPA da gösterilen potansiyelle uyum göstermektedir (Şekil 8.3). 1 Kaynak: 2013 yılı Türkiye Elektrik Kurulu Gücü ve Üretiminin Kaynaklara Göre Dağılımı, 140

147 Amasya Afyonkarahisar Aydın Balıkesir Bilecik Çanakkale Edirne Hatay İzmir Kayseri Kırşehir İstanbul Manisa Mersin Muğla Osmaniye Tokat Tekirdağ Uşak Toplam K GÜÇ-MW ,1 MW 51 MW 146,3 MW 363,7 MW RES Kurulu Güç-MW 791,6 MW 1329,15 MW RES Uretim-GWh 1728,7 MW 2260,5 MW 2759,6 MW Türkiye nin Enerji Görünümü , , , , ,00 129,00 357,00 846, , Şekil 8.2 Türkiye Rüzgâr Kurulu Gücünün Yıllara Göre Gelişimi , ,9 346, ,5 40,68 50,6 193,5 133, , , , Şekil 8.3 Türkiye Rüzgâr Enerjisi Kurulu Gücünün İllere Göre Dağılımı İşletmedeki rüzgâr santrallerinde (Tablo 2) kullanılan türbinler dünya piyasasına hâkim türbin markaları olup (Şekil 8.4), İşletmedeki santrallerde kullanılan Vestas, Enercon ve Nordex türbinleri toplam kurulu gücün %73 ünü oluştururken, bunları %16,7 lik payla GE izlemekte olup, Siemens, Gamesa, Suzlon ve Alstom türbinlerinin payları ise %5 in altındadır. Santrallerde ilk yıllarda kw arası güçlerde türbinler tercih edilirken, son yıllarda tercihin 2-3 MW arasında yoğunlaştığı görülmektedir. 141

148 Enercon 25,67% Nordex 23,60% Vestas 24,14% GE 16,82% Sinovel 2,01% Alstom 1,01% Gamesa 1,12% Suzlon 1,17% Siemens 4,46% Şekil 8.4. Rüzgâr Santrallerindeki Türbinlerin Üreticilere Göre Dağılımı Tablo 8.2 İşletmede Olan Rüzgâr Elektrik Santralleri İşletmedeki Lisanslı Rüzgâr Santralleri ( Aralık 2013 sonu) Şirket Mevkii Kurulu Güç (MW) Ayen En. A.Ş. Akbük RES 31,5 Akhisar Rüz. En. El. Ür. San.Ltd. Şti. AKRES 45 Aksu Temiz En. El. Ür. San. ve Tic.A.Ş Aksu 72 Baktepe En.A.Ş Amasya 40 Ares Alaçatı Rüz En. San Tic. A.Ş Ares 7,2 Ayres Ayvacık En. El. Ür. San. Ltd. Şti Ayres 5 Ak En El. Ür. A.Ş Ayyıldız 15 Bares El. Ür. A.Ş Balıkesir 143 Yapısan El. Ür. A.Ş Bandırma* 30 Bandırma El. Ür. A.Ş Bandırma 60 Yapısan El. Ür. A.Ş Bandırma*Ext 5 As Makinsan En. El. Ür. Tic. A.Ş Bandırma-3 25 Belen El. Ür. A.Ş Belen 48 Bergama RES En. Ür A.Ş Bergama 90 Bores Bozcaada Rüz En san Tic A.Ş Bozcaada 10,2 Kardemir Haddecilik San Tic A.Ş Bozyaka 12,5 Doğal En. El. Ür. A.Ş Burgaz 14,9 Alize En. El. Ür. A.Ş Çamseki 20,8 142

149 İşletmedeki Lisanslı Rüzgâr Santralleri ( Aralık 2013 sonu) Şirket Mevkii Kurulu Güç (MW) Sanko Rüz En. San. Tic A.Ş Çatalca 60 Alize En. El. Ür. A.Ş Çataltepe 16 Alize En. El. Ür. A.Ş Çeşme 1,5 Enerjisa En. Ür. A.Ş Dağpazarı 39 Dares Datça Rüz. En. Sant. Tic. A.Ş Dares Datça 29,6 Olgu En. El. Ür. A.Ş Dinar 1 50,6 Olgu En. El. Ür. A.Ş Dinar 2 27,6 Ütopya En. El. Ür. A.Ş Düzova 51,5 Edincik En. Ür. San. Tic. A.Ş Edincik 30 Boreas En. El. Ür. A.Ş Enez 15 Al-Yel El. Ür. A.Ş Geycek 38-kısmı Rotor El. Ür. A.Ş Gokçedağ 135 Manres El. Ür. A.Ş Günaydın 12,5 Anemon En. El. Ür. A.Ş İntepe 30,4 Kapıdağ Rüz. En. Sant. El. Üre. San. ve Tic. Kapıdağ 24 Garet En. El. Ür. A.Ş Karadağ 10 Deniz El. Ür. A.Ş Karakurt 10,8 Alize En. El. Ür. A.Ş Keltepe 20,7 Lodos El. Ür. A.Ş Kemerburgaz 24 Kores Kocadağ Rüz. En. Sant. Ür. A.Ş Kores 17,5 Doğal En. El. Ür. A.Ş Kozbeyli 30 Alize En. El. Ür. A.Ş Kuyucak 25,6 Kıroba En. El. Ür. A.Ş Madranbaba 19,5 Enerjisa En. Ür. A.Ş Mahmudiye 29,9 Mare Manastır Rüz. En. Sant. Tic. A.Ş Mare Manastır 39,2 Mazı-3 En. Sant. El. Ür. A.Ş Mazı-3 30 Akdeniz El. Ür. A.Ş Mersin Mut 45 Can Enerji Ent. El. Ür. A.Ş Metristepe

150 İşletmedeki Lisanslı Rüzgâr Santralleri ( Aralık 2013 sonu) Şirket Mevkii Kurulu Güç (MW) R.K RES El. Ür. A.Ş Paşalimanı 0,8 Poyraz En. El. Ür. A.Ş Poyraz 54,9 Doğal En. El. Ür. A.Ş Samurlu 30 Saray Dök. Mad. Ak. San. Tic. A.Ş Saray 4 Garet En. Ür. Tic. A.Ş SaRES 22,5 Alize En. El. Ür. A.Ş Sarıkaya 28,8 Doğal En. El. Ür. A.Ş Sayalar 54,2 Deniz El. Ür. Ltd Şti Sebenoba 34 Eolos Rüz. En. Ür. A.Ş Şenköy 27 Doruk En. Ür. San. Tic. A.Ş Seyitali 30 Tektuğ El. Ür. A.Ş Sincik 27,5 Soma En. El. Ür. A.Ş Soma 140,8 Bilgin Rüz. Sant. En Ür. A.Ş Soma 90 ABK En Ür. San. ve Tic. A.Ş Söke-Çatalbük 30 Sunjüt Suni Jüt San. Tic A.Ş Sunjüt 1,2 Alantek En. A.Ş Susurluk 60 Galata Wind En. Ltd. Şti. Şah 102 Baki El Ür. Ltd. Şti. Şamlı 113,4 Yeni Belen Enerji El. Ür Şenbük 27 Bakras enerji Ele. Ür. Tic.A.Ş Şenbük 15 Teperes El. Ür. A.Ş TepeRES 0,85 Pem En. A.Ş Tokat 40 Sabaş El. Ür. A.Ş Turguttepe 24 Arnaz RES Rüzgar En El Ür Uşak 54 Innores En. El. Ür. A.Ş Yuntdağ 57,5 Zeytineli RES El. Ür. Tic. A.Ş Zeytineli 50 Ziyaret RES El. Ür. San. Tic A.Ş Ziyaret 65 İŞLETMEDEKİ KAPASİTE TOPLAMI 2.762,45 MW 144

151 8.3 Rüzgâr Santral Ekipmanlarının Yerli Üretimi ve Sağlanan Diğer Hizmetler Rüzgâr teknolojisinde yerli üretim politika destekleri, teknolojik uzmanlık ve işgücünden kaynaklanan bölgesel avantajlar gibi faktörlerle sağlanabilir. Yerli rüzgâr gücü teknolojisi üretimi iki farklı şekilde uygulanabilmektedir: 1.Yerli pazara satış yapan uluslararası şirketlerin üretimlerinin bu ülkeye kaydırılması ile uluslararası türbin şirketlerinin belli bileşenlerinin ortak girişim şirketleri kurularak yerli üretimi 2.Tamamen yerli rüzgâr türbini tasarımı ve imalatı Türkiye, kule, kanat, transformatör, jeneratör, iç elektrik bağlantıları ve şalt sahası ile ilgili elektromekanik ekipmanlar, kontrol, sistem koruma ve güvenlik sistemleri gibi rüzgâr santralı sistem bileşenlerinin üretimi konusunda gerekli olan endüstriyel yeteneğe sahiptir. Asıl sorun bu yeteneklerin harekete geçirilmesi konusundadır. Rüzgâr enerji ekipmanlarının yerli üretiminin desteklenmesi konusunda 6094 Sayılı Kanunla yek-e (yenilenebilir enerji kaynakları-elektrik üretimi) destekleme sisteminde yapılan değişiklikle rüzgâr tesisinde yerli üretim ekipman kullanılma durumuna göre tarifeye uygulanacak ek alım fiyatları yerli üretim olanaklarının geliştirilmesi açısından önemli bir adımdır. Büyük ve küçük rüzgâr türbin bileşenlerinin yurt içinde üretimi ile ilgili mevcut durum, geliştirilmesi için ihtiyaçlar ve yapılması gerekenler Tablo 8.3 te verilmektedir. Tablo 8.3 Rüzgâr Türbin Bileşenlerinin Yerli Üretim Durumu 2 Türbin Bileşenleri Yurt İçinde Üretimi/Temini E(vet)/ H(ayır)/ K(ısmen) Açıklama Rotor K Know How gerekli. Küçük rüzgâr türbinleri için ( 500 kw) üretim yapılabilmektedir. Büyük türbinler için ( > 1 MW) üretim altyapısının (üretim bantları, tezgah vb.) buna uygun hale getirilmesi gerekli Kanatlar E Know How gerekli. Büyük güçlü ( > 1 MW) uluslararası bir çok rüzgâr türbin markasının kanatları yurt içinde üretilmektedir. Dişli Kutusu K Know How gerekli. Küçük rüzgâr türbinleri için ( 500 kw) üretim yapılabilmektedir. Büyük türbinler için üretim altyapısının (üretim bantları, tezgah vb.) buna uygun hale getirilmesi için gerekli çalışmalar yapılmalı Jeneratör K Know How gerekli. Küçük rüzgâr türbinleri için ( 500 kw) üretim 2 Zerrin Taç Altuntaşoğlu ve Doç. Dr. Sedat Çelikdoğan, Rüzgara Dayalı Elektrik Üretimi İçin Makina ve Ekipmanlar, MMO Raporu,

152 yapılabilmektedir. Büyük rüzgâr türbinleri jeneratörlerinin üretimi konusunda yürütülen çalışmalar var. Kaplin K Know How gerekli. Büyük güçlü rüzgâr türbinlerinin döküm ve işlenmesi için mevcut bazı tesislerin üretim kapasitelerinin geliştirilmesi gerekli Yön bulma (Yaw) Sistemi Hidrolik Üniteler H E Know How gerekli. Üretim mümkün Yerli üretim mümkün. Kule E Know How gerekli. Birçok uluslararası rüzgâr türbininin kulesi yerli üreticiler tarafından üretilmektedir. Hibrit kule imalatı da yapılmaya başlanmıştır. Nasel K Know How gerekli. Küçük rüzgâr türbinleri için ( 500 KW) üretim mümkün. Büyük türbinler için üretim altyapısının (üretim bantları, tezgah vb.) buna uygun hale getirilmesi gerekli Ülkemizde rüzgâr enerjisi sektöründe hammadde ve malzeme temini, tasarım, proje geliştirme, rüzgâr türbini bileşen üretimi, fizibilite, analiz, gerekli izin ve onayların sağlanması, kredi temini, sigorta, lojistik, inşaat, montaj, işletme, enerji satış vb. farklı alanlarda sağlanan hizmetler Tablo 8.4 te verilmektedir. Tablo 8.4. Rüzgâr Enerjisi Konusunda Yürütülen Hizmetler 3 Faaliyet Rüzgâr Ölçüm ve Değerlendirme Proje Geliştirme, Danışmanlık Rüzgâr Türbin Temin Şirketleri Kule Yerli Üretim (Çelik ) Kule Yerli Üretim (Beton ) Kanat Yerli Üretimi ve Malzeme Tedarikçileri Türbin Bazı Ara ve Hammaddelerinin İmalatı Firmalar (Yerli-Yabancı) Egeres, Enisolar, Elite, Re-Consult, TNA, Eneris, vb. pek çok firma Mühendislik danışmanlık proje geliştirme konusunda pek çok firma Vestas, Nordex, Enercon, Siemens, GE. vb. uluslararası şirketler ve temsilcilikleri Enercon, ÇİMTAŞ, Alkeg, Çiltuğ, Ateşçelik, GESBEY Akat Prefabrike vb. Enercon Aero Kanat Fabrikası, TPI Kompozit Kanat Fab, Avrasya Rüzgâr, Cam Elyaf Sanayi, Duratek, METYX Compozities, EA Wind vb. Berdan Cıvata, Dirinler, Özgün Makina vb. 3 Zerrin Taç Altuntaşoğlu, Rüzgâr Türbinlerinde Yerli Üretim, TUREK

153 Taşımacılık İş Makinesi Hizmetleri vb. İnşaat ve Montaj İşletme ve Bakım/Onarım Elektrik Malzemelerinin (Jeneratör, Trafo, Şalt Sahası Malzemeleri, İletim ve Dağıtım Sistemi Bağlantısı için Rüzgâr Santrallerinin Kredilendirilmesi Lisanssız Üretim Kapsamında Türbin Üreticileri Milli Rüzgâr Türbin Üretimi Hareket, Sarılar, Ultratrans, Thyke Lojistik, Project Cargo & Yatch Transport, TES Ltd, SDV Horoz, Ulustrans, Orship, Ran Lojistik vb. Coşkun Vinç, Aydın Vinç Birçok mühendislik ve inşaat firması; Güriş İnşaat ve Mühendislik A.Ş, Fina Enerji Mühendislik vb. Enercon, Nordex vb. Büyük bölümü de Türkiye den temin edilebiliyor Yerli ve yabancı bankalar tarafından artan sayıda rüzgâr projesi için kredi sağlanmaktadır. (İş Bankası, Yapı ve Kredi Bankası, Garanti Bankası, Akbank, Türkiye Sinai Kalkınma Bankası [Dünya Bankası (IBRD) ve Fransız Gelişim Ajansı (AFD) ile birlikte) vb.] Küçük ve orta büyüklükteki rüzgâr türbinlerinin yerli üretimi konusunda üretim yapan bazı firmalar (Northel Enerji, Enertürk, Pars Makina, Yapıcılar Kolektif Şti, Yılmaz Redüktör vb) ve temsilcilikler (Ayetek, Mars, 4e vb.) vardır. Ülke çapında bazı üniversiteler, araştırma kurumları ve özel sektör firmalarının oluşturduğu bir AR-GE uygulama projesi olan Milli Rüzgâr Enerji Sistemleri Geliştirilmesi ve Prototip Türbin Üretimi (MİLRES) konusunda çalışmalar yürütülmektedir. İlk etapta 500 KW lık türbinin tasarım ve üretimi TÜBİTAK tarafından desteklenmektedir. Türbinin en kısa sürede tamamlanarak İstanbul Terkos ta kurulması planlanmaktadır. Uygun teşvikler sağlandıkça ve rüzgârdan bir enerji kaynağı olarak yararlanılabileceğine olan bilinç ve güven arttıkça bir yandan türbin bileşenlerinin projelendirilmesi ve yerli üretimi, diğer yandan rüzgâr ölçüm ve değerlendirmesi, santral tasarımı, nakliye ve türbinlerin montajı, işletme ve bakımı, enerji üretimi ve ticareti vb. konularında da hizmet sağlayan alt firmaların sayısı da hızla artacaktır. 8.4 Rüzgâr Santralleri Şebeke Bağlantısı Rüzgâr santrallerine TEİAŞ tarafından MW lık kapasite tahsisi yapılmıştır. Bunun MW ı 1 Kasım 2007 öncesi, MW ı 1 Kasım 2007 başvurularından lisans alanlara, 713 MW ı güç artırım talebinde bulunan mevcut lisanslı santrallere ve 6 MW ı ise Lisans Yönetmeliği Ek-1 maddesine göre AR-GE amaçları için tahsis edilmiştir. TEİAŞ ın yıllara göre RES bağlanabilir kapasite projeksiyonu Şekil 8.5 te verilmektedir

154 Şekil 8.5 TEİAŞ Yıllara Göre RES Bağlanabilir Kapasite Projeksiyonu 4 Bununla birlikte daha önce lisans almış olan toplam kurulu gücü 805 MW olan 23 adet RES şirketi 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanun unun Geçici 9. maddesine göre Kanun un yürürlüğe girdiği tarihi takip eden 1 ay içerisinde EPDK ya başvurarak lisanslarının sonlandırılarak teminatlarının iadesini talep etmiştir. TEİAŞ 2015 yılında alınacak RES ön lisans başvurusu için Lisans Yönetmeliğinin 5 Geçici 17. maddesine göre, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sisteme bağlanabilecek rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisi kapasitesini illere göre belirlemiştir. Bu kapsamda Türkiye genelinde sisteme bağlanabilecek rüzgâr enerjisine dayalı toplam MW lık kapasite TEİAŞ tarafından yayımlanmıştır 7 (Şekil 7.6). Yönetmeliğe göre 2014 yılı içerisinde rüzgâr ölçümleri yapılacak ve ön lisans başvuruları EPDK tarafından 1 yıllık rüzgâr ölçüm sonuçları ile birlikte Nisan 2015 tarihinde alınacaktır. 4 Kemal Yıldır, Türkiye Elektrik İletim Sisteminde Rüzgâr Enerji Santralleri, TÜREK 2013, İstanbul 5 Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği 2 Kasım 2013 tarihli RG 148

155 Şekil 8.6 Bölgesel Bazda Sisteme Bağlanabilecek Rüzgâr Enerjisine Dayalı Üretim Tesisi Kapasiteleri Rüzgâr Enerjisine Uygulanan Teşvikler Enerjide ithalat bağımlılığının azaltılması ve arz güvenliğinin sağlanması amacıyla YEK kullanımının artırılması Türkiye enerji politikasının önemli bir unsurudur. Türkiye de rüzgâr enerjisi başta olmak üzere yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik enerjisi üretimi; Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun (YEK-e Kanunu) ve adı geçen kanunlarla ilgili ikincil mevzuatı kapsamında teşvik edilmektedir Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve İlgili Yönetmeliklere göre teşvikler - Ön lisans/lisans başvurusunda lisans başvuru bedelinde %90 muafiyet, - YEK üretim tesisleri için ilgili lisanslara derç edilen tesisi tamamlama tarihini izleyen ilk sekiz yıl süresince yıllık lisans bedeli alınmamaktadır. 6 ( ) 149

156 cents ABD $ Türkiye nin Enerji Görünümü 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun kapsamında teşvikler Ülkemizde rüzgâr enerjisinden elektrik üretimine uygulanmakta olan destek sistemi (YEKDEM) teşvikli sabit fiyat mekanizmasıdır. Teşvik oranları kullanılacak yenilenebilir enerji kaynağına göre değişmektedir (Cetvel-1). Tarife geçerlilik süresi 2015 yılı sonuna kadar devreye girme koşuluyla 10 yıldır. Yerli teknoloji oluşumunu teşvik etmek amacıyla da bu tesislerde kullanılan mekanik ve/veya elektro-mekanik aksamının en az ilgili Yönetmelikte tanımlı miktar kadarının yerli üretim olması halinde üretilecek elektrik enerjisi için 5 yıl süreyle ilave fiyat uygulanır 7 (Cetvel-2). Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim faaliyeti gösteren tesisler için uygulanacak fiyat ve süreler ile yerli katkı ilavesi 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Kanun'un 6 ncı ve 6/B maddelerine göre, Bakanlar Kurulu'nca tarihine kadar uzatılmıştır sayılı Kanun 1 ve 2 sayılı cetvellere göre bir rüzgâr santralinden üretilen elektriğin tarifesi ve bu santralde yerli üretim ekipman kullanımı halinde (RES-e) kullanılan yerli ekipmana göre mevcut tarifeye ek olarak uygulanacak fiyatlar 9 Şekil 8.7 de gösterilmektedir: ,6 0,8 1,3 rotor ve nasel aksam-yerli gen ve guc elek-yerli kanat yerli 4 7,3 kule yerli 2 0 ruzgar tarife 1 yapısı teşvikli tarife Şekil 8.7 Rüzgâr -e Tarife ve Yerli Üretim Katkısı (YEKDEM) Diğer yandan rüzgâr enerjisine dayalı kurulu gücü azami 1 Megawatlık üretim tesisi kuran gerçek ve tüzel kişiler lisans alma ve şirket kurma yükümlülüğünden muaftır. Bu tesislerde lisanssız üretim yapan gerçek ve tüzel kişilerin dağıtım sistemine verdiği ihtiyaç fazlası elektrik enerjisi, YEKDEM kapsamında rüzgâr enerjisine uygulanan tarifeden satın alınmaktadır (1 sayılı Cetvel). Bu tesislerde yerli ekipmanlar kullanılarak elektrik üretilmesi halinde beş yıl süreyle mevcut Yenilenebilir Enerji kaynaklarından Elektrik Enerjisi Üreten Tesislerde Kullanılan Aksamın Yurt İçinde İmalatı Hakkında Yönetmelik Bakanlar Kurulu Kararı (5 Aralık 2013 tarihli RG) Zerrin T. Altuntaşoğlu, Rüzgar Enerjisinden Elektrik Üretimine Sağlanan Teşvikler, MMO İzmir Şubesi Rüzgar Sempozyumu ve Sergisi, Aralık 2011, İzmir 150

157 tarifeye ek olarak yerli aksama uygulanan fiyatlardan yararlanma olanağı da vardır (2 sayılı Cetvel). Ancak bu kapsamda ilgili mevzuat kapsamında tesis edilecek elektrik üretim tesisi ve bağlantı ekipmanında kullanılan malzemelerin ilgili standartlara göre imal edilmiş, garanti kapsamında ve son beş yıl içerisinde üretilmiş olması gerekmektedir sayılı Kanun la söz konusu santrallere arazi kullanımıyla ilgili destekler de sağlanmaktadır: - 8/1/2011 tarihi itibarıyla işletmede olanlar dâhil, 31/12/2015 tarihine kadar işletmeye girecek Kanun kapsamındaki YEK e dayalı üretim tesislerinden, ulaşım yollarından ve lisanslarında belirtilen sisteme bağlantı noktasına kadarki TEİAŞ ve dağıtım şirketlerine devredilecek olanlar da dâhil enerji nakil hatlarından yatırım ve işletme dönemlerinin ilk on yılında izin, kira, irtifak hakkı ve kullanma izni bedellerine %85 indirim uygulanır. Orman Köylüleri Kalkındırma Geliri, Ağaçlandırma ve Erozyon Kontrolü Geliri alınmaz. - Milli Park, Tabiat Parkı, Tabiat Anıtı ile Tabiatı Koruma Alanlarında, Muhafaza Ormanlarında, Yaban Hayatı Geliştirme Sahalarında, Özel Çevre Koruma Bölgelerinde ilgili bakanlığın, Doğal Sit Alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla YEK e dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir. Yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik, sera ve su ısıtma, biyoyakıt ürünleri ile yatırımlarda devlet yardımları kapsamında sağlanan diğer teşvikler YEK TEŞVİKLERİ başlıklı 11. Bölümde ayrıntılı olarak anlatılmıştır. 8.6 Rüzgârdan Üretilen Elektriğin Ticareti Bir rüzgâr enerji santralinde üretilen elektrik enerjisinin ticareti üç farklı şekilde yapılabilir; YEK Destekleme Mekanizması kapsamında Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezine (PMUM) İkili anlaşmayla tedarik şirketlerine, TETAŞ ya da serbest tüketicilere Dengeleme Güç Piyasası piyasa kapsamında PMUM a Rüzgâr enerji üreticisi ürettiği enerjiyi; 10 - Dengeleme Güç Piyasası kapsamında satmayı tercih ederse saatlik üretim tahminini gün öncesi belirlenen saate kadar PMUM a bildirmek zorundadır ve öngörülen minimum teminat ödeme yükümlülüğü vardır. Gün sonunda üretici belirttiği miktardan az üretim yapmışsa eksik üretim için dengeleme güç piyasasında gerçekleşen en yüksek fiyattan dengesizlik maliyetini öder, planlanandan fazla üretim yapılmışsa gerçekleşen fazla üretimin bedeli dengeleme güç piyasasında gerçekleşen en düşük fiyattan satın alınır. - YEKDEM kapsamında satış yapmayı tercih ederse -YEKDEM katılımcısı olma koşuluylagün öncesinden saatlik üretim tahminini belirlenen saate kadar Milli Yük Tevzii Merkezine bildirecektir. Ay sonunda ise YEKDEM katılımcısı, okunan sayaç değerlerini PYS (Piyasa Yönetim Sistemi) üzerinden PMUM a bildirerek bu bedel üzerinden fatura keser ve ödemesini (kanunda belirlenen tarife (7.3 cents ABD$) üzerinden) alır. YEKDEM kapsamında eksik/fazla üretimlerle ilgili bir ceza uygulaması ile minimum teminat ödeme yükümlülüğü bulunmamaktadır. 10 Zerrin T. Altuntaşoğlu, Rüzgar Enerjisinden Elektrik Üretimine Sağlanan Teşvikler, MMO İzmir Şubesi Rüzgar Sempozyumu ve Sergisi, Aralık 2011, İzmir 151

158 yılları arasında YEKDEM'e dahil olan rüzgâr santrallerinin sayısı Tablo 8.5 te verilmektedir sayılı Kanun'la öngörülen teşvikli fiyatın piyasa fiyatından düşük olması, yerli üretimle ilgili ikincil mevzuatın açıklığa kavuşturulmaması, mevzuatta tanımlanan belgelerin sağlanamaması vb. nedenleriyle yılları arasında yerli üretim katkısından yararlanmak üzere başvuru yapan rüzgâr santrallerine yerli üretimden yararlanma belgesi verilememiş başvuran firmalar sadece teşvikli fiyattan yararlanabilmiştir (Tablo 8.5). Rüzgâr santrali yatırımcıları da ürettikleri enerjiyi genellikle YEKDEM rüzgâr fiyatına göre daha cazip düzeyde seyreden piyasa fiyatlarından serbest piyasada ikili anlaşmalarla satmayı tercih etmiştir (Şekil 8.8). Tablo 8.5. Yıllara Göre YEKDEM Mekanizmasına Dahil Olan Rüzgâr Santralleri 11 Yıl Rüzgâr Santral Sayısı-Adet Toplam Güç- MW Toplam RES Kurulu Gücünün % si RES teşvikli fiyat +Yerli Katkıdan Yararlanan Rüzgâr Santral Sayısı - Adet ,1 % 35, ,5 % 39, ,9 % 3, ,4 % 29,94 Sadece RES teşvikli fiyattan yararlanma +Yerli katkı yok, Sadece RES teşvikli fiyattan yararlanma +Yerli katkı yok, Sadece RES teşvikli fiyattan yararlanma +Yerli katkı yok, RES teşvikli fiyat + yerli katkıdan yararlanan var Şekil ve 2012 Yıllarında Rüzgâr Enerjisi Teşvikli Fiyat ve Spot Piyasa Fiyatları 12 İlgili yönetmelikte yapılan değişikliğin 4 Eylül 2013 tarihli Resmi Gazete de yayımlanmasından sonra 2014 yılı için YEKDEM ve yerli ekipman kullanımı katkı payı için başvurular artmıştır yılı için Emre Hatem, Financing wind energy in Turkey, Garanti Bankası, February

159 YEKDEM den yararlanmak için toplam kurulu gücü 826,4 MW olan 21 rüzgâr santrali başvurmuştur. Bu santrallerden beş adedi sistemden üçüncü dönem, altı adedi ikinci dönem olarak ve geri kalan ilk kez yararlanacaktır. YEKDEM kapsamında santrallerin yararlanacakları tarifeler (tarife ve yerli üretim katkıları) Tablo 8.6 da verilmektedir. Tablo Yılında YEKDEM den Yararlanacak Rüzgâr Santralleri Listesi 13 RES Adı Kurulu Güç MWm Kurulu Güç MWe İşletmeye Giriş Tarihi Yaralanma Dönemi YEKDEM Uygulanan Toplam Fiyat cents$/kwh Açıklama YEKDEM RES Tarife+Yerli Katkı Metristepe ,78 Tarife+ Kule Dinar 50, ,78 Tarife+ Kule Edincik ,78 Tarife+ Kule Samurlu ,7 Kozbeyli 32,2 32,2 Geycek (kısmi) (kısmi) 1 8,7 Tarife+Kule+ Kanat+Bağ Elemanları Tarife+Kule+ Kanat+Bağ Elemanları 1 8,58 Tarife+Kule+Kanat Soma 140,1 140, ,58 Tarife+Kule+Kanat Poyraz 54,9 54, ,58 Tarife+Kule+Kanat Seyitali ,1 Tarife+ Kanat Datça 29,6 29, ,58 Tarife+Kule+Kanat Kuyucak 25,6 25, ,58 Tarife+Kule+Kanat Keltepe 20,7 20, ,58 Tarife+Kule+Kanat Çataltepe ,1 Tarife+ Kanat Sarıkaya 28,8 28, ,3 Tarife İntepe 30,4 30, ,3 Tarife Çamseki 20,8 20, ,3 Tarife Mazı I 39,2 39, ,3 Tarife Soma ,78 Tarife+ Kule Hisartepe ,3 Tarife Zeytineli 49,5 49, ,78 Tarife+ Kule Ayyıldız ,3 Tarife TOPLAM 826,4 824, Eylül dönemi için bütün yenilenebilir enerji kaynakları için YEKDEM ve Elektrik Piyasası Geçmiş Fiyat (PTF) Ortalamaları ise Tablo 8.7 ile Şekil 8.9 da görülmektedir

160 Tablo Eylül Dönemi İçin YEKDEM (tüm YEK ler) ve Elektrik Piyasası Geçmiş Fiyat (PTF) Ortalamaları 15 DÖNEM YEKDEM uygulamaları ortalama fiyatı Piyasa uygulamaları ortalama PTF fiyatı Aralık 2011 Aralık ,09 156,02 Ocak 2013 Eylül ,50 151, yılında döviz kurundaki artışın yanı sıra (2012 yılı ortalama 1 USD = 1,795 TL ve 2013 yılı ortalaması 1 USD = 1,876 TL) 2012 yılında YEKDEM uygulamasına katılan hidrolik ve rüzgâr santrallerinin 2013 yılında YEKDEM uygulamasından çıkmaları ve yüksek birim fiyatlı (13.3 cent/kwh) biyogaz ve biyokütle kaynaklı santrallerin ağırlıklı olarak YEKDEM uygulamasında yer almalarından dolayı 2012 yılında 144,09 TL/MWh olan ortalama YEK fiyatı 2013 yılında 188,50 TL/MWh seviyesine çıkmıştır 15. Şekil Eylül dönemi için Aylara Göre YEKDEM ve Elektrik Piyasası Geçmiş Fiyat (PTF) Ortalamaları Nezir Ay, TEİAŞ Elektrik Piyasası İşletme Dairesi Başkanı, Dönemi YEKDEM Uygulamaları, TÜREK 2013, İstanbul 154

161 4 adet 9 adet Kurulu Güç-MW 26 adet 270 adet Türkiye nin Enerji Görünümü 8.7 Rüzgâr Enerjisi İçin Öngörülen Hedefler, EPDK daki Projelerin Durumu Arz Güvenliği Strateji Belgesi nde rüzgâr enerjisi kurulu gücünün 2023 yılında MW a ulaşması hedeflenmiştir. EPDK tarafından 2013 yılı sonuna kadar toplam 9.507,8 MW gücünde 270 rüzgâr projesine lisans verilmiştir. Halen toplam kurulu gücü 1.330,45 MW olan 26 proje için uygun bulma kararı alınmıştır. Toplam kurulu gücü 408,6 MW olan 9 proje inceleme ve değerlendirme, 64,6 MW olan 4 adet proje ise başvuru aşamasında bulunmaktadır (Şekil 8.10) ,6 MW 408,6 MW 9507,8 MW 1330,45 MW Başvuru İnc& Değ Uygun Bulma Lisans Şekil 8.10 EPDK daki Projelerin Durumu EPDK tarafından işlem yapılan rüzgâr projelerinin toplam kurulu gücü ,45 MW tır yılı sonuna kadar lisans verilen toplam gücü 9.507,8 MW olan 270 adet rüzgâr projelerinin sadece toplam gücü 2.759,6 MW olan 72 adedi işletmeye (lisans verilen projelerin ancak %29 u) girebilmiştir. Bu durum, 2023 yılı için hedeflenen kurulu güce erişimin pek de mümkün olamayacağını göstermektedir. REPA ya göre rüzgâr rüzgâr sınıfı iyi ile sıra dışı arasında ,44 MW olduğu EPDK tarafından lisanslanan 9.507,8 MW lık projenin de ancak 2.759,6 MW ının işletmeye alındığı göz önüne alındığında potansiyelin büyük bir kısmının hala değerlendirmeyi beklediği görülmektedir. Bu nedenle bu konudaki süreçlerin hızlandırılması ile ilgili çalışmalar yapılmalıdır. Yeni Başvurular İçin İzlenecek Adımlar Lisanslı üretim 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve Lisans Yönetmeliği 16 ile lisanslama süreci ön lisans ve lisans olmak üzere iki aşamalı hale getirilmiştir: 15 Elif Feryal Karakaş, EPDK, Yenilenebilir Enerji Kaynakları ve İlgili Uygulamalar, ODTÜ Mezunlar Derneği, Elektrik Piyasaı Lisans Yönetmeliği (2 Kasım 2013 RG) 155

162 - Ön lisans: Üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişilere, üretim tesisi yatırımlarına başlamaları için gerekli onay, izin, ruhsat ve benzerlerinin alınabilmesi için mücbir sebep hâlleri hariç yirmi dört ayı geçmemek üzere verilen izindir. - Lisans: Piyasada faaliyet göstermek isteyen tüzel kişiye kurumca verilen izindir. Ön lisansta öngörülen işlemler tamamlandıktan sonra verilir. Lisans süresi en az 10 en fazla 49 yıl olabilir yılından sonra rüzgâr enerjisine dayalı ön lisans başvuruları her yıl Ekim ayının son beş iş gününde, bir önceki yıl o yıl için açıklanan kapasite çerçevesinde EPDK tarafından alınacaktır. Ön lisans başvurularında başvurulacak yerde yapılmak üzere Yönetmelik te ve ilgili diğer mevzuatta belirtildiği şekilde son üç yıl içinde elde edilmiş en az bir yıl süreli ölçüm yapılması zorunluluğu vardır yılı için rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisi ön lisans başvuruları ise Yönetmeliğin 17. Geçici Maddesine göre 2015 yılı Nisan ayının son haftasında (26-30 Nisan arasında) yapılabilecektir. Ön lisans başvurusunda bulunan tüzel kişiler, TEİAŞ tarafından ilan edilen bağlantı noktası veya bölgelerinden 17 (Şekil 8.6) yalnızca bir bağlantı noktası veya bölgesi tercih edebileceklerdir. Ön lisans başvurularının ilgili mevzuat çerçevesinde teknik değerlendirmesi Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü, bağlantı görüşlerinin değerlendirilmesi ise TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından yapılacaktır. Aynı bağlantı noktasına ve/veya aynı bağlantı bölgesine bağlanmak için birden fazla başvuru olması halinde sisteme bağlanacak olanın seçimi TEİAŞ tarafından yarışma ile yapılacaktır. Ön lisans süresi içerisinde; söz konusu sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edilmesi, imar planlarının onaylanması, ön proje onayının alınması, bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları için TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketine başvurunun yapılması, Askeri Yasak Bölgeler ve Güvenlik Bölgeleri Yönetmeliği uyarınca gerekli görüşlerin alınması, Teknik Etkileşim İzninin alınması (Ön lisans alma tarihinden itibaren yüz seksen gün içerisinde ilgili kuruma başvuru yapılmalıdır.), Çevresel Etki Değerlendirme Yönetmeliği kapsamında 18 gerekli olan kararın alınması (Ön lisans alma tarihinden itibaren doksan gün içerisinde ilgili kuruma başvuru yapılmalıdır.), üretim tesisine ilişkin yapı ruhsatının veya yerine geçecek belgenin alınması, TEİAŞ ile imzalanmış RES Katkı Payı Anlaşmasının yapılmış olması gerekmektedir. Lisanssız üretim Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesislerinde lisanssız üretim yapmak isteyen gerçek veya tüzel kişilerin başvuruları ise Lisanssız Üretim Yönetmeliği ve Tebliği hükümlerine göre yapılır. Lisanssız üretim yapmak isteyen gerçek veya tüzel kişiler bağlantı ve sistem kullanımı için lisanssız üretim bağlantı başvuru formu ile ekinde ilgili Yönetmelik'te 19 belirtilen bilgi ve belgelerle her takvim ayı içinde doğrudan ilgili şebeke işletmecisine başvurur. İlgili Şebeke İşletmecisi yapılan başvuruları; 17 ( ) 18 3 Ekim 2013 RG 19 Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik) ve Yönetmeliğin Uygulanmasına Dair Tebliğ (2 Ekim 2013 RG) 156

163 - Takip eden ayın ilk yirmi günü içinde toplu olarak değerlendirilerek sonuçlandırır. - Bağlantı noktası uygun bulunan ile alternatif bağlantı önerilen rüzgâr enerjisi başvuruları Teknik Değerlendirme Raporu hazırlanması için Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğüne gönderir. YEGM tarafından teknik değerlendirme otuz gün içerisinde sonuçlandırılır. - Değerlendirilen başvurulara ilişkin gerekçeli değerlendirme sonucunu ve bağlantı noktası uygun bulunmayan başvurular için varsa alternatif bağlantı önerisini kendi internet sayfasından bir ay süreyle ilan eder. - Gerçek veya tüzel kişilerin Yönetmelik'te belirtilen belgeleri süresi içerisinde ve eksiksiz olarak sunmaları halinde, otuz gün içerisinde bağlantı anlaşması imzalanır. Bu Yönetmelik hükümlerine göre şebekeye bağlanacak üretim tesislerinin geçici kabul işlemlerinin, bağlantı anlaşmasının imza tarihinden itibaren; - YG seviyesinden bağlanacak hidrolik kaynağa dayalı üretim tesisleri dışındaki üretim tesislerinde iki yıl, - AG seviyesinden bağlanacak tüm üretim tesislerinde bir yıl, - İletim şebekesine bağlanacak üretim tesislerinde Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği çerçevesinde aynı niteliklere sahip üretim tesisleri için öngörülen süre içerisinde tamamlanması zorunludur. Mücbir sebepler dışında, bu sürelerin sonunda üretim tesisinin tamamlanmaması halinde bağlantı anlaşması ile su kullanım haklarına ilişkin izin belgeleri kendiliğinden hükümsüz hale gelir. Değerlendirme ve Sorunlar 1. Çok sık yapılan mevzuat değişiklikleri ve belirsizlikler yatırımları geciktirmektedir. Mevzuat kararlılığı sağlanmalıdır. 2. Rüzgâr projelerinde gerekli izinlerin alınması, projelerin geliştirilmesi için gerekli sürenin büyük kısmını almaktadır. Bu konuda özellikle kurumlar arası koordinasyon eksiklikleri giderilmeli, uygulama prosedürleri sadeleştirilmeli, açık ve anlaşılır kılavuzlar hazırlanarak, izinlerin daha kısa sürede alınabilmesi sağlanmalıdır /15 sayılı Başbakanlık Genelgesinde belirtilen; her türlü devir, irtifak hakkı tesisi ve kiralama işlemleri için ilgili kamu kurum ve kuruluşlarınca Başbakanlıktan izin alınması lisanslı projelerde ciddi oranda gecikmelere neden olmaktadır. Hazine ve orman arazi tahsisleri ile ilgili kurumlardan izinlerin, kamu ve ülke çıkarlarının korunması ilkesine sadık kalarak, gecikmelere sebep olmadan verilebilmesi konusunda düzenleme yapılmalıdır. Ön lisans başvurularında başvurulacak Lisans Yönetmeliğinde belirtildiği şekilde son üç yıl içinde elde edilmiş en az bir yıl süreli ölçüm yapılması zorunluluğu getirilmiştir. Ancak halen bir çok yatırımcı rüzgâr ölçüm direklerinin dikilmesi konusunda bile, yukarıda belirtilen Genelge gereğince Başbakanlıktan izin beklemektedir. İzinlerin gecikmesi ölçümlerin zamanında tamamlanamamasına ve başvuruların yapılamamasına yol açacaktır. İzin başvurularının değerlendirme ve sonuçlandırma süreci hızlandırılmalıdır. 157

164 4. İstanbul ve Gelibolu'da rüzgâr projelerinin yasaklanması ile ilgili daha önce hazırlanan Tebliğ taslağı gelen tepkiler üzerine geri çekilmiş ancak bu konuda bazı esneklikler içeren bir genelge hazırlığının sürdüğü yapılan toplantılarda yetkililer tarafından ifade edilmiştir. Rüzgâr enerjisi potansiyeli açısından yüksek olan bu bölgelerde mevcut lisanslı projelerin ve yeni başvuruların yapılamayacak olması halinde, ciddi miktarda rüzgâr kaynağı değerlendirilemeyecektir. RES kurulması öngörülen bölgelerde yaşayanların da görüşleri alınarak, orman varlığına, verimli tarımsal arazilere, sit alanlarına ve yerleşim yerlerine zarar vermeyecek çözümler geliştirilmelidir Elektrik Piyasası Kanunu Geçici 9 (1) maddesine göre üretim lisanslarında belirtilen inşaat öncesi süre içerisinde, üretim tesisinin inşaatına başlanması için yerine getirilmesi gereken yükümlülüklerini tamamlayamamış tüzel kişilere verilen 6 aylık ek süre, 2 Mayıs 2014 tarihinde sona erecek ve mücbir sebepler dışında bu süre içerisinde de yükümlülüklerini yerine getiremeyen tüzel kişilerin lisansları iptal edilecektir. Orman ve hazine arazilerinde başbakanlıktan izin alma, bazı belediyelerin birleşme nedeniyle seçim sonrasında ortadan kalkacak olması nedeniyle oluşan yasal karmaşa vb. nedenlerle bazı rüzgâr projelerinde izinlerin belirtilen süre içerisinde tamamlanamayacağı belirtilmektedir. Bu konu ayrıntılı incelenerek adil bir çözüm üretilmelidir. 6. Milli Park, Tabiat Parkı, Tabiat Anıtı ile Tabiatı Koruma alanlarında, Muhafaza Ormanlarında, Yaban Hayatı Geliştirme Sahalarında, Özel Çevre Koruma bölgelerinde ilgili Bakanlığın, Doğal Sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilecek olması, ülkenin doğasının tahrip edilmesine, flora ve fauna kaybına ve yerli halkla yeni bir çatışma alanının yaratılmasına yol açabilecek bir husustur. Bu tür alanlarda verilecek izinlerde; objektif kriterler belirlenmeli ve RES projelerinde yer seçiminden-proje fizibilitesi-montajişletme aşamalarına kadar tüm süreçte çevre öncelikle göz önüne alınarak değerlendirilmeli, halkın kabulü, diyalog ve danışma önemsenmelidir. 7. Rüzgâr santrallerinin radar sistemlerine etkileri konusunda yapılacak teknik etkileşim analizinin ön lisans kapsamına alınması olumlu bir adımdır. Ancak teknik etkileşim analizinin santral sahalarının belirlenmesi ile ilgili mevcut kurallar, RES sistemleri ve radar uygulamaları konusunda son gelişmeler ile uluslar arası uygulamalar göz önüne alınarak ve rüzgâr kaynağının azami değerlendirilmesini mümkün kılacak şekilde yapılması sağlanmalıdır. 8. Rüzgâr santrallerinin sayıları ve türbin yükseklikleri arttıkça kuşlarla etkileşim ve başta nesli tükenmekte olan göçmen kuşların zarar görme olasılığını da gündeme getirmektedir. Ülkemizde özellikle göç yolları, kuş üreme, beslenme ve dinlenme alanları vb. civarında yer alacak rüzgâr santrallerinde kuşların yaşam alanlarının zarar görmemesi için başta yatırımcılar olmak üzere tüm ilgili taraflarca azami özen gösterilmelidir. Ayrıca santralın bulunduğu alan özellikleri göz önüne alınarak kuş-türbin çarpışmaları olasılığının önlenmesi için gerekli önlemler (kuşların göç rotaları izlenerek türbinlerin mümkün olduğunca uçuş yollarına paralel olacak şekilde inşa edilmesi, türbin görünürlüklerinin artırılması, türbin grupları arasında uçuş yollarına destek olacak koridorların bırakılması, kuş geçişleri sırasında çarpışmaların azaltılabilmesi için radar/sesli uyarı sistemleri kurulması, inşaat süreçlerinin kuşların üreme dönemi vb hassas zaman aralıklarından kaçınacak şekilde düzenlemesi vb.) alınmalıdır. 158

165 9. Geçtiğimiz yılda yaşanan orman yangınları, ormanlık alanlarda yer alan RES tesisleri için ek tedbirler alınmasını gündeme getirmiştir. RES için açılan yollar, orman yangınlarına daha kolay ve erken müdahale için avantaj sağlamaktadır. Bununla birlikte santralde çalışan personele yangın çıkması halinde yangının olası etkileri ve yapılacak görevler ile İşçi Sağlığı ve İş Güvenliği ile ilgili Tüzük ve Yönetmelikleri konusunda gerekli periyodik eğitimler verilmelidir. Bunların yanı sıra, özellikle hassas bölgelerde yangına müdahale etmek için gerekli ekipmanların bulundurulması sağlanmalıdır Aralık sonu itibariyle Türkiye rüzgâr enerjisi kurulu gücü 2.759,15 MW a ulaşmıştır. Bu hedefe göre, 2020 yılına kadar ,4 MW rüzgâr santralı kurulması gerekmektedir. Mevcut teknoloji ortalama yatırım fiyatları ile 1 MW rüzgâr santralın kurulum maliyetinin Euro olduğu düşünülürse bu kadar yatırım için yaklaşık 21 Milyar luk kaynak gerekmektedir. Bu kadar büyük bir kaynağın azami oranda yurt içinde kalmasının sağlanması için gerekli çalışmalar yapılmalıdır. Bu amaçla rüzgâr enerjisine özgü üç spesifik alana (rüzgâr kaynak değerlendirmesi, karakterizasyon ve tahmin yöntemleri dahil, rüzgâr türbin teknolojisi ve tasarımı, tedarik zinciri ile ilgili konular) özel ilgi gösterilmelidir. Bu alanlarda mevcut durum ve ihtiyaçlar belirlenmeli, türbin teknolojilerindeki gelişmeler göz önüne alınmalı, kapsamlı yol haritaları oluşturulmalıdır. 11. Yenilikçilik, rekabetçi ekonomik yapının en önemli unsurlarından biridir ve yeniliklerin büyük kısmı bilgi ve teknoloji üreten AR-GE faaliyetlerinden kaynaklanmaktadır. Bu nedenle, uzun dönemli ulusal bir bilim teknoloji politikası oluşturulmalı, kısa dönem ara hedefler dahil uzun dönem hedefler ve yol haritası oluşturulmalıdır. Araştırma geliştirme faaliyetleri, teknoloji geliştirmenin işlevsel bir aracı olup, yeni ürünün tasarımı ve imalatında olduğu kadar, ürün geliştirmede de büyük öneme sahiptir. AR-GE altyapısı olmadan bir işletme ürünlerini küresel rekabete açamaz, rekabet gücü sağlayacak bir ürün yelpazesi gerçekleştiremez. Bu nedenle, üniversite-sanayi-devlet üçgenindeki ilişkiler güçlendirilmeli, bilimsel ve teknolojik yatırımların yapılabilmesini sağlayan ortamlar yaratılmalı ve sağlıklı bilgi akışı sağlanmalıdır. AR-GE faaliyetlerinin sonuçları uygulamaya geçirilmelidir. 12. Rüzgâr enerjisine yönelik her alanda (türbin tasarımı, mühendislik hesapları, tedarik süreci, imalat, testler, kalite ve belgeleme, rüzgâr ölçümleri ve değerlendirmesi, santral tasarımı, lisans başvuru ve gerekli izinlerin alınması süreci, inşaat, kabul, enerji tahmini vb.) çalışma yapanların/yapmayı planlayanların envanteri çıkarılarak çalışma alanlarına yönelik veri tabanı oluşturulmalıdır. 13. Yerli üretime üretilen enerji tarifesi üzerinden teşvik verilmesi bu konuda yerli imalat yapan firmalara doğrudan yarar sağlamayan bir uygulamadır. Yerli üretimin desteklenmesi konusunda verilecek temel destekler bu tür imalatı yapan firmaların doğrudan faydalanmalarını sağlayacak finansal ve vergi teşvikleri, araştırma ve geliştirme destekleri, yatırım yapacak imalatçıların yatırımlarında kolaylık sağlanması, imal edilen türbinlerin güvenirliğini ve kalitesini gösterecek ve tüketici güveninin oluşmasını sağlayacak test ve sertifikasyon programlarına katılım için destekler vb. sağlanmalıdır. 159

166 9. JEOTERMAL POTANSİYELİMİZ Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesinin 2012 Enerji Raporu nda, jeotermal enerji potansiyeli ve kullanımıyla ilgili aşağıdaki değerlendirmeler yer almaktadır. Türkiye de Jeotermal Enerjinin Doğrudan Kullanımı Türkiye nin yoğun tektonik hareketliliği nedeniyle önemli bir yerli ve yenilenebilir enerji kaynağımız jeotermal enerjidir. Yurdumuzun jeotermal potansiyelinin belirlenmesi için gerekli araştırmalar ve incelemeler Maden Tetkik ve Arama (MTA) Genel Müdürlüğü tarafından 1962 yılında başlatılmıştır. Günümüze kadar MTA tarafından 222 jeotermal alan tespit edilmiş ve yaklaşık yılından günümüze kadar jeotermal doğrudan kullanım ve elektrik üretim amaçlı 535 tanesi MTA tarafından olmak üzere toplamda 900 civarında sondaj kuyusu açılmıştır. Şekil 9.1 Türkiye de Jeotermal Kaynakların Dağılımı Ülkemizdeki jeotermal sahalar (Şekil 9.1) daha çok Batı Anadolu da yer almaktadır (Örneğin, Afyon, Aydın, Balıkesir, Bursa, Çanakkale, Denizli, İzmir, Kütahya, Manisa, Muğla, Sakarya, Uşak, Yalova). Jeotermal sahaların %95 i orta ve düşük entalpili sahalar olup, doğrudan kullanıma yani bölgesel konut ısıtılması, seracılık ve kaplıca turizmine uygundur. MTA tarafından en düşük 35 o C kuyu başı sıcaklığına göre ispatlanmış jeotermal ısıl kapasite toplamı 475 MW t düzeyindedir. Yurdumuzun tahmin edilen jeotermal ısıl gücünün ( MW t ) 5 milyon eşdeğer konutun ısıtılmasına yeteceği ifade edilmektedir. (Kaynak MTA) Türkiye jeotermal bölgesel konut ısıtılmasında bilgi, deneyim ve uygulama açısından dünyada önde gelen ülkeler arasındadır. Kaplıcalar, bölgesel konut ısıtılması, sera ısıtılması, tarımsal kurutma, ısı pompası ve endüstriyel uygulamalar jeotermal enerjinin doğrudan kullanımı kapsamındadır. 160

167 2010 yılı itibarıyla dünyada 78 ülkenin jeotermal enerjiyi doğrudan kullanım kapasite toplamı MWt dır. İlk yedi ülke, ABD ( MWt), Çin (8.898 MWt), İsveç (4.460 MWt), Norveç (3.300 MWt), Almanya (2.485 MWt), Japonya (2.099 MWt) ve Türkiye (2.084 MWt) dir. Türkiye nin Jeotermal Potansiyeli Türkiye dünyanın 7. büyük jeotermal enerji potansiyeline sahiptir. Türkiye nin jeotermal enerji potansiyeli MW varsayılmaktadır. İspatlanmış fiili kullanılabilir teknik kapasite MWt olup, MWt lık kısmı ispatlanmış olup, 805 MWt i konut ısıtmasında, 612 MWt i sera ısıtmasında, 380 MWt i termal tesis ısıtmasında, 870 MWt de kaplıca kullanımda ve 38 MWt i ısı pompası uygulamasında kullanılmaktadır. Elektrik teknik potansiyel ise 600 MWe (4 milyar kwh/yıl, keşfedilen 15 saha) olarak belirlenen potansiyel yeni keşifler ile MWe olarak belirlenmiş ve fiili kurulu güç ise 308 MWe dir. İTÜ Enerji Enstitüsü, yapılacak yeni saha araştırma ve sondaj çalışmalarıyla, bu rakamın MWe ye yükseltilebileceğini öngörmektedir. Devredeki santrallerin kurulu gücü 310,80 MW a ulaşmıştır. Lisans alan jeotermal elektrik santrallerinin kurulu gücü 414,00 MW dır. Öte yanda, itibariyle toplam 329,50 MW kapasitede 12 proje lisans başvuru sürecinin çeşitli aşamalarındadır. Yaklaşık MWe için de arama, saha çalışmaları devam etmektedir. Elektrik üretimi amaçlı tüm bu projeler gerçekleşir ise bu proje stoku, iktidarın 600 MW lik hedefini ikiye katlayabilecektir. Ancak bu rakam bile, İTÜ Enerji Enstitüsü nün MW öngörüsünün çok gerisindedir. Tablo 9.1 Elektrik Üretiminin Olduğu Jeotermal Saha Sıcaklıkları (Aralık 2013) Elektrik Üretiminin Olduğu Jeotermal Saha Sıcaklıkları (Aralık 2013) Saha Adı Sıcaklık( C) Saha Adı Sıcaklık ( C) Manisa-Alaşehir-Köseali 287 Kütahya-Simav 162 Manisa Alaşehir 265 Aydın-Umurlu 155 Manisa-Salihli-Caferbey 249 İzmir-Seferihisar 153 Denizli-Kızıldere 242 Denizli-Bölmekaya 147 Aydın-Germencik-Ömerbeyli 239 Aydın-Hıdırbeyli 146 Manisa-Alaşehir-Kurudere 214 İzmir-Dikili-H.Çiftliği 145 Aydın-Yılmazköy 192 Aydın-Sultanhisar 145 Aydın-Pamukören 188 Aydın-Bozyurt 143 Manisa-Alaşehir Kavaklıdere 188 Denizli-Karataş 137 Manisa-Salihli-Göbekli 182 İzmir-Balçova 136 Kütahya-Şaphane 181 İzmir-Dikili-Kaynarca 130 Çanakkale-Tuzla 174 Aydın-Nazilli-Güzelköy 127 Aydın-Salavatlı 171 Aydın-Atça 124 Denizli-Tekkehamam 168 Denizli Sarayköy Gerali

168 1960 lardan beri 186 adet jeotermal sahası keşfedilmiştir. Bunların %95 i doğrudan kullanıma uygundur. Rezervuar sıcaklığı 120 C üzerinde olanlar, elektrik üretimi için planlanan jeotermal sahalarıdır. Ülkemizde daha çok Batı Anadolu da yer alan jeotermal sahaların %95 i bölgesel konut ısıtılması, seracılık ve kaplıca turizmine uygundur. Tablo 9.2 Jeotermal Enerji ile Bölgesel Isıtma Yapılan Yerler Isıtma Yapılan Bölge Isıtılan Eşdeğer Konut Sayısı İşletmeye Alınış Yılı Jeotermal Akışkan Sıcaklığı ( o C) Balıkesir-Gönen Kütahya- Simav Kırşehir Ankara-Kızılcahamam İzmir-Balçova Afyon Nevşehir-Kozaklı 1.300/ İzmir-Narlıdere Afyon-Sandıklı 6.000/ Ağrı-Diyadin 570 / Manisa-Salihli 7.290/ Denizli-Sarayköy 2.200/ Balıkesir -Edremit 4.881/ Balıkesir-Bigadiç / Yozgat-Sarıkaya 600/ Yozgat-Sorgun Yozgat-Yerköy 500/ İzmir-Bergama 450/

169 Şekil 9.2 Türkiye de Aktif Tektonik Hatlar ve Sıcak Su Kaynaklarının Dağılımı Sıcaklıkları C arasında değişen adet sıcak ve mineralli su kaynağı mevcuttur. Şu an Türkiye de konut eşdeğeri bina, ,000 m 2 sera, spa tesisi jeotermal enerjiyle ısınmaktadır. TEİAŞ verilerine göre Türkiye de 31 Aralık 2013 itibarıyla mevcut 13 jeotermal elektrik santralinin toplam kurulu gücü MWe dir. Tablo 9.3 Devrede Olan Jeotermal Elektrik Üretim Santralleri Yer İşletici Firma Kurulu Gücü (MWe) Santral Tipi İşletmeye Alınış Yılı Denizli- Kızıldere Zorlu Enerji 15 Flash 1984 Aydın-Salavatlı (Dora-1) Menderes Jeotermal 7.95 Binary 2006 Aydın-Salavatlı (Dora-2) Menderes Jeotermal 11.5 Binary 2010 Aydın-Germencik Gürmat 47.4 Flash 2009 Denizli-Kızıldere Bereket 6.85 Binary 2008 Çanakkale-Tuzla Enda (TJEAS) 7.5 Binary 2010 Aydın-Hıdırbeyli Maren Enerji-Irem 20 Binary 2011 Aydın-Hıdırbeyli Maren Enerji-Sinem 24 Binary 2012 Aydın-Hıdırbeyli Maren Enerji-Deniz 24 Binary

170 Aydın-Salavatlı (Dora-3) Menderes Jeotermal 17 Binary 2012 Aydın Gümüşköy BM 6.6 Binary 2013 Aydın Pamukören Çelikler 45 Binary 2013 Denizli Kızıldere II Zorlu Enerji 75 Flash/Binary 2013 Yurdumuzda, işletmede olan jeotermal santraller, Doğrudan Buharlaşma - Yoğuşma Çevrimli Santral (Flash-F) ve İki Akışkan Çevrimli Santral (Binary-B) olarak iki farklı tiptedir. Ülkemiz, jeolojik konumu ve buna bağlı tektonik yapısı nedeniyle jeotermal kaynaklardan doğrudan faydalanma (ısıtma, kaplıca, sera gibi) konusunda dünyada beşinci sıradadır. Elektrik enerji üretiminde ise son yıllarda hızlı artış göstermektedir. Bu duruma rağmen ülkemiz, jeotermal enerjiden yararlanma konusunda hak ettiği konumun çok gerisindedir yılında MTA tarafından bir sıcak su envanter çalışması olarak başlatılan Türkiye nin jeotermal enerji araştırmasıyla bugün, toplam 600 den fazla termal kaynak (sıcak ve mineralli su kaynağı) bilgisine ulaşılmıştır. Ayrıca yaklaşık 600 MWe kurulu gücünde toplam 13 jeotermal santral fizibilite ve/veya proje aşamasındadır. Halen devam eden projelere göre mevcut ve beklenen jeotermal kurulu güç kapasiteleri (Şekil 9.3), 30 un üzerinde firma, jeotermal projeleri için etüt arama ve sondaj çalışmalarına devam etmektedir. Detayları Tablo 9.4 te verilmektedir. Şekil 9.3 Jeotermal Elektrik Santral Kurulu Güç (Mevcut ve devam eden projelere göre hazırlanmıştır) Aralık 2013 Hazırlayan:Tevfik Kaya, Petrol Y. Mühendisi 164

171 Tablo 9.4 Türkiye de Fizibilite veya Proje Aşamasında Olan Jeotermal Elektrik Santralleri Yer İşletici Firma Kurulu Gücü (Mwe) Denizli Kızıldere Zorlu 60 Aydın Germencik Gürmat 163 Aydın Sultanhisar Çelikler 22.5 Aydın Germencik Maren 20 Aydın Hıdırbeyli Karadeniz 20 Denizli Sarayköy Akça 3.5 Aydın Pamukören Çelikler 22.5 Çanakkale Babadere MTN 3 Manisa Alaşehir Türkerler 24 Manisa Alaşehir Maspo 15 Manisa Alaşehir Soyak 15 Manisa Alaşehir Akça 20 Manisa Alaşehir Zorlu 30 Aydın Nazilli Kipaş 20 Aydın Gümüşköy BM 6.6 Denizli Tekkehamam Greeneco 20 Denizli Babadağ Jeoden 2.5 Manisa Alaşehir Deltom Manisa Alaşehir Özmen - Manisa Salihli Sanko - Manisa Salihli Aytemiz - Kütahya Gediz Orya - Kütahya Gediz Güral-Summa - Kütahya Simav Kayen - Aydın Gümüşköy Turcas - Aydın Moralı Karizma - Aydın Çiftlikköy Sanko - Aydın Ortaklar Agni - Çanakkale Tuzla Transmak - Manisa Alaşehir Enel - Manisa Alaşehir SDS - Manisa Alaşehir Ecolog - 165

172 10. TÜRKİYE DE GÜNEŞ ENERJİSİ Türkiye Güneş Enerjisi Potansiyeli 36-42" derece kuzey enlemleri arasında yer alan ülkemiz, güneş enerjisi potansiyeli açısından şanslı konumdadır. YEGM verilerine göre ortalama yıllık toplam güneşlenme süresi metrekarede saat (günlük toplam 7.2 saat) olup, ortalama toplam ışınım şiddeti metrekarede, yılda kwh (günlük ortalama 3,6 kwh) olduğu hesaplanmıştır (Tablo 10.1). Türkiye nin yıllık ortalama güneş ışınımı ve güneşlenme süresi değerlerinin bölgesel dağılımı ise aşağıdaki tabloda görülmektedir (Tablo 10.2). En fazla güneş enerjisi alan bölge, Güneydoğu Anadolu olup, bunu Akdeniz Bölgesi takip etmektedir. Tablo 10.1 Türkiye nin Aylık Ortalama Güneş Enerjisi Potansiyeli 1 Aylar Aylık Toplam Güneş Enerjisi (Kcal/cm 2 -ay) (KWh/m 2 -ay) Güneşlenme Süresi (Saat/ay) Ocak 4,45 51,75 103,0 Şubat 5,44 63,27 115,0 Mart 8,31 96,65 165,0 Nisan 10,51 122,23 197,0 Mayıs 13,23 153,86 273,0 Haziran 14,51 168,75 325,0 Temmuz 15,08 175,38 365,0 Ağustos 13,62 158,40 343,0 Eylül 10,60 123,28 280,0 Ekim 7,73 89,90 214,0 Kasım 5,23 60,82 157,0 Aralık 4,03 46,87 103,0 Toplam 112, Ortalama 308 Kcal/cm 2 -gün 3,6 KWh/m 2 -gün 7,2 saat/gün 1 F.Birsen Alaçakır, Türkiye de Güneş Enerjisi Potansiyeli ve EİİE deki Çalışmalar, 166

173 Tablo 10.2 Türkiye nin Güneş Enerjisi Potansiyelinin Bölgelere Göre Dağılımı 2 Bölge Toplam Güneş Enerjisi (KWh/m 2 -Yıl) Güneşlenme Süresi (Saat/Yıl) Güneydoğu Anadolu Akdeniz Doğu Anadolu İç Anadolu Ege Marmara Karadeniz Türkiye Güneş Enerjisi Potansiyel Atlası (GEPA), Türkiye güneş enerjisi kaynaklarının karakteristiklerini ve dağılımını belirlemek amacıyla mülga EİE Genel Müdürlüğü tarafından 2008 yılında üretilmiştir. Bu atlasta verilen güneş kaynağı haritaları ve diğer bilgiler güneş enerjisinden elektrik üretimine aday bölgelerin belirlenmesinde kullanılabilecek bir alt yapı sağlamaktadır (Şekil 10.1). Türkiye nin eğimi üç dereceden düşük ve yıllık güneşlenme süresi metrekarede 1650 kwh ten yüksek olduğu ve santral kurulabilmeye uygun alanlar (4600 km 2 ) göz önüne alınarak Türkiye nin termik güneş enerjisi potansiyeli EİE tarafından yılda 380 milyar kwh olarak hesaplanmıştır. Şekil 10.1 EİE Güneş Enerjisi Potansiyel Atlası (GEPA) 3 2 Kaynak: EİE (2006)

174 GEPA, 2006 yılında faaliyetleri sona eren mekanik güneş ölçüm sensörlerinin verilerinden faydalanılmıştır. Takiben, 2013 yılında yapılan GES lisans başvurularında kullanılan hassas ölçüm verilerine göre, GEPA değerlerinin genel olarak, olması gerekenden %10 civarında daha düşük olduğu anlaşılmaktadır. Türkiye Güneş Enerjisinin Kullanımı Güneş enerjisi teknolojileri yöntem, malzeme ve teknolojik düzey açısından çok çeşitlilik göstermekle birlikte iki ana gruba ayrılabilir: o o Isıl Güneş Teknolojileri: Bu sistemlerde öncelikle güneş enerjisinden ısı elde edilir. Bu ısı doğrudan kullanılabileceği gibi elektrik üretiminde de kullanılabilir. Güneş Pilleri: Fotovoltaik piller de denen yarı iletken malzemeler güneş ışığını doğrudan elektriğe çevirirler. Güneş Enerjisinin Sıcak Su Üretiminde Kullanımı Güneş enerjisi uygulamaları içinde en yaygın olanı sıcak su elde etme uygulamasıdır. Türkiye de bu sistemlerin 1970 li yılların sonunda başlayarak kullanımı ve üretimi gittikçe artan oranda gelişmiştir li yıllara gelindiğinde, Türkiye su ısıtma için kullanılan güneş kolektörlerinin üretiminde dünyada üçüncü büyük üretici, kullanımında ise dördüncü büyük pazar durumuna gelmiştir. Türkiye de, güneş enerjili su ısıtma sistemlerinin üretimi ve kullanımındaki gelişme, yıllar içinde genel olarak dalgalı bir seyir izlemiştir. Bu sistemlerin üretim ve kullanım miktarlarının dalgalı seyir izlemesinin sebepleri olarak 4 ; o o o o sayılabilir. Fosil yakıt fiyatlarındaki değişimler, Döviz kurlarındaki değişimler, Güneş enerjisi sistemlerinin ve bu sistemlerin imalatında kullanılan hammaddelerin fiyatlarında meydana gelen değişimler (alüminyum, bakır, çelik vb.), Fosil yakıt fiyatlarına hükümetlerin ÖTV, KDV vb. değerlerin oranlarında yaptıkları değişiklikler 2000 yılından önce, Türkiye de üretilen güneş kolektörleri %90-95 oranında iç piyasada kullanılmaktayken, 2001 yılında yaşanan ekonomik kriz ile döviz fiyatlarındaki ani artışın etkisiyle yakıt fiyatlarında meydana gelen büyük artışlardan dolayı, Türkiye de güneş kolektörü üretiminde ve yurt içi satışlarda büyük artışlar olmuştur ekonomik krizinden önce, devlet sübvansiyonu sayesinde piyasa fiyatının altında satılan LPG deki sübvansiyonun kaldırılarak dünya fiyatlarında satılmaya başlanmasından sonra, enerji kaynaklarında aranan alternatifler, ısıl uygulamalarda güneş enerjisini ön plana çıkartmıştır. Günümüzde, Avrupalı firmaların Türkiye pazarındaki satışları birkaç bin adete sınırlı 4 Prof Dr. Necdet Altuntop, Arş. Gör. Doğan Erdemir, Türkiye de, Güneş Enerjisi Isıl Sistemlerinin Mevcut Pazarı ve Gelişiminin İncelenmesi, 5. Güneş Enerjisi Sistemleri Sempozyumu ve Sergisi, MMO Mersin Şubesi, 7-8 Ekim 2011 Mersin. 168

175 olmakla birlikte, Uzak Doğu'dan (Çin) ithal edilen güneş kolektörleri Türkiye pazarının yaklaşık olarak %15-20 sine hâkim olma boyutlarına gelmiştir 4. Güneş enerjisinden sıcak su üretimi (2010 yılında 12 milyon m 2 civarında düzlemsel güneş kolektörü) çoğunluğu Akdeniz ve Ege bölgesinde olmak üzere yaygın olarak kullanılmaktadır. Türkiye de, 1970 li yılların sonlarından itibaren faaliyet gösteren ve dünya çapında önemli bir büyüklüğe ve kapasiteye ulaşmış olan güneş enerjisi sistemlerini üreten bir sanayi kolu mevcuttur. Bu sanayi, çoğunlukla, İç Anadolu, Akdeniz, Ege bölgelerinde yoğunlaşmıştır. İrili ufaklı 150 civarında üretici firma bulunmaktadır. Üretilen güneş kolektörlerinin tamamına yakını düzlemsel güneş kolektörüdür. Türkiye de üretilen düzlemsel güneş kolektörünün her yıl %10 luk kısmı yurt dışına ihraç edilmekte ve civarında düzlemsel güneş kolektörü ithal edilmektedir. Son yıllarda, kısmen yerli vakum tüplü güneş kolektörü üretimi de başlamıştır. Bu üretim, yakın bir tarihte tümüyle yerli üretim olarak yapılabilecektir 4. Güneş enerjisinden elektrik üretimi: Güneş enerjisinden elektrik üretimi; o o o ile yapılabilir. Şebekeden bağımsız sistemler (pv + akü), 1000 kw olan şebeke bağlantılı küçük sistemler (lisanssız pv sistemleri), Şebeke bağlantılı lisanslı büyük ölçekli güneş santralleri (pv santralleri, termal güneş elektrik santralleri (parabolik oluk, parabolik çanak, merkezi alıcılar vb.) PV güç sistemleri, küçük güçte ve modüler olarak kurulabilme özellikleri nedeniyle; uzun yıllardır elektrik şebekesi olmayan ücra yerlerde veya şebekeye ihtiyaç kalmadan kendi ihtiyacını karşılayabilecek konumdaki tüketim yerlerinde enerji ihtiyacının karşılanmasında şebekeden bağımsız küçük güç birimleri olarak kullanılmasının yanı sıra, şebekeye bağlı enerji santrali olarak da kullanılmaktadır. Telekom istasyonları, deniz fenerleri, otoyol ve park aydınlatmaları, trafik ikaz sistemleri, su pompalama ve bazı ev ve iş yerleri vb. otonom sistemlerde halen kullanılmaktadır Şubat ayı sonu itibarıyla, Türkiye genelinde toplamı 69 MW büyüklükte 211 adet lisanssız GES başvurusu yapılmış ve bunların toplam 35 MW kurulu güce ulaşan 115 adedi onaylanmış olup, toplam 5,2 MW kurulu güçte 24 adedinin kabulü yapılmıştır. 1 MW kurulu güce kadar kapasitede izin verilen lisanssız GES lerin lisanssız üretimle ilgili Yönetmelik ve Uygulama Tebliği yayımlanmasından sonra hızla yaygınlaşmaya çalıştığı gözlenmektedir. Daha büyük ölçeklerdeki lisanslı güneş santrallerinden elektrik üretimi uygulamaları ülkemizde halen yapılamamıştır. Güneş enerjisi önemli bir yerli kaynaktır. Bilindiği gibi güney ve batı kıyılarımızdaki turistik alanlarda elektrik talebi, özellikle yaz aylarında klima kullanımına ve artan nüfusa bağlı olarak artmaktadır. Geçmiş yıllarda yıllık puant Kasım/Aralık aylarında görülürken son birkaç yıldır Temmuz/Ağustos aylarında da bu değere yakın puant ölçüldüğü belirtilmektedir. Turistik bölgelere yakın alanlara kuru- 169

176 lacak güneş enerji santralleri oluşan bu talebin karşılanmasında önemli katkı sağlayabilecektir. Güney ve batı sahillerimizde talebin daha yüksek olduğu yaz aylarında, güneş enerjisi de aynı şekilde yüksektir. Güneş Enerjisi Şebeke Bağlantısı 5346 Sayılı Kanun da; e kadar güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin bağlanabileceği TM ve bağlantı kapasiteleri, EİE İdaresi ve TEİAŞ ın görüşü alınarak Kanun un ilk yürürlüğe girmesinden itibaren 6 ay içerisinde olmak üzere her yıl Bakanlık tarafından belirleneceği, -Güneş enerjisine dayalı bir üretim tesisi azami kurulu gücü 50 MW la sınırlandırıldığı, tarihine kadar iletim sistemine bağlanacak YEK belgeli güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin toplam kurulu gücünün 600 MW tan fazla olamayacağı yer almıştır. GES lere ilk lisans başvurularında verilecek bağlantı kapasiteleri 11 Ağustos 2011 tarihinde trafo merkezi grupları bazında ETKB tarafından yayınlanmıştır. 27 bölgede (her bölge bir veya daha fazla il içermektedir) güneş enerjisi bağlanmasına izin verilecek TM sayısı toplam 121 adettir. Bu, TM lere bağlanabilir toplam kapasite 600 MW tır (Şekil 10.2). Şekil 10.2 Bölgelerin Belirlenmiş Güneş Enerjisi 2013 Yılı Bağlantı Kapasiteleri 5 5 Ercüment Özdemirci, TEİAŞ, Türkiye Elektrik İletim Sistemi ve Güneş Santralleri Bağlantısı, YEK Mevzuatı Güncel Bilgilendirme ve Değerlendirme Toplantısı, Ulusal PV Teknoloji Platformu, 27 Ekim 2011, Antalya. 170

177 TMMOB Makina Mühendisleri Odası Enerji Çalışma Grubu bünyesinde yapılan analizler aşağıdaki hususlara işaret etmektedir. Potansiyelin ne kadarını kullanabiliriz? (2010 yılı itibarıyla) Tablo Toplam Saha Büyüklüğü 1 MW için 20 dönüm Dönüm Kurulu Güç (MW) (1 dönüm = 1000 m 2 ) Saha Adedi Toplam Saha Büyüklüğü (Dönüm) <10 < >200 > TOPLAM ( km 2 ) den fazla, yerinde mülkiyet ve fiziksel koşul incelemesinde ± 1/3 e kadar yanılma payı gözlenmiştir. Şekil 10.3 Mevcut Uygun Sahalar (Tüm Türkiye 38.5 derece paralel ve altı, toplam yaklaşık km 2 alan) 171

178 GES kurulumuna uygun potansiyel araziler dikkate alındığında, 1 MWe GES için 20 dönüm arazi gereksinimi varsayarsak Türkiye nin güney alt yarısında 567 bin MW kurulu güçte GES kapasitesi bulunmaktadır. En düşük beklentili varsayımlarla; Bu arazilerin sadece yarısının kullanıldığını, Bu arazi yüzeylerinin sadece %40 ına yere paralel PV panel paneller yerleştirildiğini, PV panel yüzeylerine gelen güneş enerjisinin sadece %10 unun GES sayacından elektrik enerjisi olarak çıktığını, Yıllık global güneş enerjisi girdisinin kwh/m 2 -Yıl olduğunu varsaysak bile bu sahalarda toplam MW GES kurulabilir ve yılda en az 363 TWh elektrik enerjisi üretilebilir. Yine, Türkiye nin güneş enerjisi potansiyeli açısından daha zengin olan güney kısmında (38,5 paralel ve güneyi) güneş enerjisi santrali yapılabilir alanlar göz önüne alınarak (Şekil 10.4) yapılan hesaplamaya göre 6 şebeke olanakları, tahmini TM bağlantı kapasitelerine (2010 yılı) göre kurulabilecek GES'ler ve elektrik üretim potansiyelleri aşağıda sunulmaktadır. Şekil 10.4 Türkiye Güneş Enerjisi ne Uygun Alan (38,5 K Paralel ve Altı ) Tablo 10.4 Belirlenen Alandaki Mevcut TM lerdeki GES Bağlanabilir Kapasitesi 6 TM kapasitesi-38,5 Kuzey Paraleli ve Altı GES e Uygun TM Mevcut YG GES Bağlantı Mevcut OG GES Adedi kapasitesi -MW Bağlantı Kapasitesi- MW 287 ~ ~ 2820 İzin Verilen (TEİAŞ) S. Şenol Tunç, Türkiye de Güneş Enerjisi, TMMOB 8. Enerji Sempozyumu, Kasım 2011, İstanbul. 172

179 Belirlenen TM ler 2009 minimum yüklerine göre TM kısa devre kapasitesinin ~%5 i dikkate alınarak ve bu TM lere tahsis edilen lisans değerleri düşülerek hesaplanan değerleri içermektedir. 6 Tablo 10.5 Yapılabilecek En Az GES Kurulu Gücü TM Kısıtsız Türkiye Güneş kapasitesi Saha Adedi Toplam Büyüklük (1 Dekar m 2 ) Yapılabilecek En az GES Kurulu Gücü (1 MW = 30 dekar varsayımı ile) Toplam ~ km MW Bölgede mevcut 287 TM de bağlantı kısıtları en yakın TM ye en fazla 30 km hatla bağlantı varsayımı ile söz konusu alanda yapılabilecek güneş santrali kapasitesi ise aşağıda sunulmaktadır. 6 Tablo 10.6 Yapılabilecek Güneş Santrali Kapasitesi Mevcut 287 TM bağlantı kısıtı ile (max. 30 km) Saha Adedi Toplam Büyüklük (1 Dekar m 2 ) Karşılık GES Kurulu Gücü (1 MW = 30 dekar varsayımı ile) Toplam ~ d MW Buna göre TEİAŞ tarafından GES lere tahsis edilen kapasitenin oldukça düşük olduğu görülmektedir. Kısaca, ülkenin zengin güneş kapasitesi değerlendirilmeyi beklemektedir. Güneş Enerjisine Uygulanan Teşvikler Güneş enerjisinden sıcak su üretimiyle ilgili teşvikler; 5346 sayılı Kanun 7. maddesi 3. paragrafında Yeterli jeotermal kaynakların bulunduğu bölgelerdeki valilik ve belediyelerin sınırları içinde kalan yerleşim birimlerinin ısı enerjisi ihtiyaçlarını öncelikle jeotermal ve güneş termal kaynaklarından karşılamaları esastır ifadesi yer almaktadır. Bu madde çerçevesinde, Gıda Tarım ve Hayvancılık Bakanlığı, TOKİ, Adalet Bakanlığı, Çevre ve Şehircilik Bakanlığı, Orman ve Su işleri Bakanlığı vb. gibi birçok resmi kurum ve kuruluş, kendi birimlerinde güneş enerjisi uygulamalarını öncelikle kullandırır hale gelmişlerdir 7. Ayrıca Gıda Tarım ve Hayvancılık Bakanlığı Teşkilatlanma ve Destekleme Genel Müdürlüğü, Kırsal Kalkınma Yatırımlarının Desteklenmesi Programı Çerçevesinde Makine ve Ekipman Alımlarının Desteklenmesi Hakkında Tebliğ kapsamında tarım işletmelerinde kullanılan güneş enerjisi kolektörler alımları Tebliğ inde belirtilen koşullara uymak kaydıyla %50 oranında hibe desteğinden yararlanabilmektedir 6. 7 Prof Dr. Necdet Altuntop, Güneş Enerjisi Sistemlerinin Mevzuatı, Teşvikler, Uygulamalar ve Gereklilikler, 5. Güneş Enerjisi Sistemleri Sempozyumu ve Sergisi, MMO Mersin Şubesi, 7-8 Ekim 2011 Mersin. 173

180 Orman ve Su İşleri Bakanlığı (ORKÖY Genel Müdürlüğü) tarafından orman köylülerinin ormana verdikleri zararları azaltmak için 2006 yılından beri güneş enerjisi ısıtma sistemi kullanan orman köylülerine faizsiz kredi desteği uygulamaktadır 6. Ayrıca Binalarda Enerji Performans Yönetmeliği 22. maddesinde herhangi bir destek olmamakla birlikte bu tesislerin yaygınlaşmasını sağlamak üzere bir hüküm yer almaktadır. Yeni yapılacak olan ve yapı ruhsatına esas kullanım alanı yirmi bin metrekarenin üzerinde olan binalarda ısıtma, soğutma, havalandırma, sıhhi sıcak su, elektrik ve aydınlatma enerjisi ihtiyaçlarının tamamen veya kısmen karşılanması amacıyla, yenilenebilir enerji kaynakları kullanımı, hava, toprak veya su kaynaklı ısı pompası, kojenerasyon ve mikrokojenerasyon gibi sistem çözümleri tasarımcılar tarafından projelendirme aşamasında analiz edilir. Bu uygulamalardan biri veya birkaçı, Bakanlık tarafından yayımlanan birim fiyatlar esas alınmak suretiyle hesaplanan, binanın toplam maliyetinin en az yüzde onuna karşılık gelecek şekilde yapılır hususu yer almaktadır. Türkiye de yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimi; Sayılı "Elektrik Piyasası Kanunu, Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun (YEK Kanunu) ve adı geçen kanunlarla ilgili ikincil mevzuat kapsamında teşvik edilmektedir. Ülkemizde güneş enerjisinden elektrik üretimine uygulanmakta olan destek sistemi (YEKDEM), teşvikli fiyat mekanizmasıdır 8. Tarife geçerlilik süresi 2015 yılı sonuna kadar devreye girme koşuluyla 10 yıldır. Yerli teknoloji oluşumunu teşvik etmek amacıyla da bu tesislerde kullanılan mekanik ve/veya elektro-mekanik aksamının tamamının yerli üretim olması halinde üretilecek elektrik enerjisi için beş yıl süreyle ilave fiyat uygulanacaktır. YEK ten üretilen elektriğin tüketiminin sağlanması için tüketicilere elektrik satışı yapan tedarikçilere belli miktarda yek-e alım zorunluluğu ve buna uyulmaması halinde ceza öngörülmektedir. Bunlara ek olarak arazi kullanımıyla ilgili bazı destekler de uygulanmaktadır 8. Diğer yandan güneş enerjisine dayalı kurulu gücü azami 1000 kilowatt'lık (bir megawatt) üretim tesisi kuran gerçek ve tüzel kişiler, lisans alma ve şirket kurma yükümlülüğünden muaftır. Bu tesislerde lisanssız üretim yapan gerçek ve tüzel kişilerin dağıtım sistemine verdiği ihtiyaç fazlası elektrik enerjisi de YEKDEM kapsamında satın alınmaktadır. Ayrıca bu tesislerde yerli ekipmanlar kullanılarak elektrik üretilmesi halinde, beş yıl süreyle mevcut tarifeye ek olarak yerli aksama uygulanan ilave elektrik alım fiyatından yararlanma olanağı vardır 9. Güneşten üretilecek elektrik enerjisi için uygulanacak tarife, kwh başına 13,3 ABD dolardır (Şekil 10.5) sayılı Kanun a göre güneş enerjisi ile elektrik üretim santralinden üretilecek elektrik enerjisine uygulanacak teşvikli fiyatlar Şekil 10.5 te sunulmaktadır. 8 Zerrin T. Altuntaşoğlu, Türkiye de Rüzgar Enerjisi Mevcut Durum, Sorunlar, TMMOB 8. Enerji Sempozyumu, Kasım 2011, İstanbul. 9 Zerrin T. Altuntaşoğlu, Güneş Elektriğine Uygulanan Destek Sistemleri ve Türkiye de Güneş Enerjisi Mevzuatı, 5. Güneş Enerjisi Sistemleri Sempozyumu ve Sergisi, 7-8 Ekim 2011, Mersin. 174

181 ... Türkiye nin Enerji Görünümü ,3 3,5 0,8 0,6 0,5 0,6 0,6 1,3 2,4 2, ,3 13,3 0 PV CSP... PV-e Panel entegrasyonu PV modül PV hücre Inverter Odaklayıcı CSP-e radyasyon tüpü Yansıtıcı yüzey Isı Depolama mekanik Buhar üreten aksam yapısal mekanik Şekil 10.5 Güneş Santralinden Elektrik Üretilmesi Halinde Uygulanacak Teşvikli Fiyatlar Güneş Enerjisine Uygulanacak Mevzuat Güneş enerji tesislerinin kurulumu konusunda ilgili kanun, yönetmelik ve tebliğe göre ana hususlar aşağıdadır: a) Lisans kapsamındaki güneş enerjisi tesisleri 1. Lisans başvuruları kapsamında sunulacak olan standardına uygun ölçümlerde, yatay yüzeye gelen toplam güneş radyasyonu değerinin 1620 kwh/m 2 yıl a eşit veya yüksek olması zorunludur. 2. Güneş enerjisine dayalı her bir üretim tesisi başvurusunun azami kurulu gücü 50 MW la sınırlandırılmıştır yılına kadar iletim sistemine bağlanacak YEK belgeli güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin toplam kurulu gücü azami 600 MW olacaktır. Bu süre daha sonra 2015 yılına uzatılmıştır. 4. Güneş enerjisine dayalı üretim tesisi başvuruları ancak EPDK tarafından kurum internet sayfası ve Resmi Gazete de ilan edilen tarihte yapılabilecektir. Tahsis edilen ve edilecek kapasitelerin dışında, bu yasa dışında (herhangi bir alım garantisi ve yarışmaya dayalı elektrik fiyatı alım garantisi kapsamı dışında) GES lisans başvuruları kabul edilmemektedir. 5. Güneş enerjisi lisans başvurularının en yakın trafo merkezine göre yapılması gerekmektedir. 6. Tesis sahasında sahanın sahibinin lisans başvurusunda bulunması durumunda aynı sahaya başka başvuru kabul edilmemektedir. 7. Güneş enerjisi başvurularında yasa, ilgili MGM yönetmeliği ve Lisans Yönetmeliği nde belirtilen sürede, sahada en az 6 ay ölçüm yapılması zorunludur. 175

182 8. Aynı bölge ve/veya aynı trafo merkezi için yapılmış lisans başvurularında lisans almak için gerekli koşulları sağlayan birden fazla başvurunun bulunması halinde, sisteme bağlanabilecek olanı belirlemek için TEİAŞ tarafından Kanun tarafından belirlenen 10 yıl süreyle uygulanmak üzere katkı payı yarışması yapılacaktır (Rüzgar ve Güneş Enerjisi'ne Dayalı Üretim Tesisi Kurmak Üzere Yapılan Önlisans Başvurularına İlişkin Yarışma Yönetmeliği). 9. EPDK tarafından lisans alınmasının uygun bulunması kararının alınmasından sonra şirketin, Lisans Yönetmeliği nde tanımlanan işlemleri tamamlaması, gerekli teminatları yatırması, TEİAŞ ile imzalanmış GES Katkı Payı Anlaşması ile ÇED Yönetmeliği kapsamında alınan ÇED gerekli değildir veya ÇED olumlu kararının ibraz edilmesi halinde lisans verilecektir (ÇED Yönetmeliği ne göre; kurulu gücü 75 MW üzerinde olan güneş enerjisine dayalı santraller ÇED e tabi ve kurulu gücü 10 MW ve üzeri olan güneş enerjisine dayalı santraller ise Seçme ve Eleme Kriterlerine tabidir ). 10. Lisanslı üretim tesislerinin bir sonraki yıl destekleme sisteminden (YEKDEM) yararlanabilmesi için YEK belgesi almış olması ve 31 Ekim tarihine kadar EPDK ya başvurması gerekmektedir b) Yalnız kendi ihtiyaçlarını karşılamak amacıyla azami 1000 kilovata kadar olan güneş enerjisinden elektrik üretim tesisleri 1. Bu tesisleri kuran gerçek ve tüzel kişiler lisans alma ve şirket kurmadan muaftır. 2. Her bir elektrik tüketim tesisi aboneliği için bir GES kurulabilir. Ancak dağıtım sisteminde yeterli kapasite bulunması halinde bir tüketim tesisinde birden fazla Yek tesisi kurulmasına izin verilebilir. 3. Üretim tesisi ile tüketim tesisi aynı dağıtım bölgesinde olmak zorundadır. 4. Yönetmelik kapsamına giren üretim tesisleri dağıtım sistemine bağlanır. 5. Bağlantı ve sistem kullanım anlaşması yapılmasından sonra YG den bağlanacak tesislerin 2 yıl, AG den bağlanacak tesislerin 1 yıl içinde tamamlanması zorunludur. Süre uzatımı yoktur. 6. Güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinden sisteme verilen ihtiyaç fazlası enerji YEKDEM kapsamında 1 Sayılı Cetveldeki fiyattan 10 yıl süreyle yararlanabilir (13.3ABD Doları/kWh) 7. Üretim tesislerinde kullanılan aksamın tanımlanan yerli üretim girdilerinden oluştuğunun belgelenmesi halinde üreticiden satın alınan ihtiyaç fazlası elektriğe ayrıca aksam bazında ilave (Cetvel 2) fiyatlar uygulanır. Ancak kurulacak üretim tesislerinde kullanılan mekanik ve/veya elektro mekanik aksamdan her birinin ithalat tarihi baz alınarak en fazla beş önceki takvim yılında üretilmiş olması zorunludur. 8. Muafiyetli üretim miktarını satın almakla yükümlü olan perakende satış lisansı sahibi dağıtım şirketleri bölgelerindeki muafiyetli üretim miktarı için 31 Ekim tarihine kadar YEKDEM e tabi olmak için EPDK ya başvurmak zorundadır. 9. Birden fazla gerçek/tüzel kişi uhdelerindeki tesislerde tüketilen elektrik enerjisi için tüketimlerini birleştirerek Yönetmelik kapsamında üretim tesisi/tesisleri kurabilirler. 10. Bu kapsamdaki tesislerden ikili anlaşmayla elektrik satışı yapılamaz, DUY kapsamında uygulamalara katılamaz. 176

183 11. Bu tesisler için kurum tarafından kamulaştırma yapılmaz. İlgili kurum ve kuruluşlardan izin almak kaydıyla kamu/hazine arazisi üzerinde ihale usulüyle üretim tesisi kurulabilir. 12. Sisteme YG den bağlı olan ve yenilenebilir enerji kaynaklarından üretim yapanlara emisyon ticareti yapılabilmesi amacıyla, önceki yıl içinde üreterek sisteme verdikleri enerji miktarını gösteren üretim kaynak belgesi dağıtım şirketince bir yıl süreli olarak verilir. Güneş Enerjisi Konusundaki Hedefler Elektrik Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesinde 10 güneş enerjisi için 2023 yılında ulaşılacak spesifik bir hedef belirlenmemiştir. Belgede hedef güneş enerjisinin elektrik üretiminde uygulanmasını yaygınlaştırmak, ülke potansiyelinin azami ölçüde değerlendirilmesini sağlamak olarak ifade edilmiştir. Güneş enerjisinin elektrik üretiminde kullanılması konusunda teknolojik gelişmeler yakından takip edilecek ve uygulanacaktır. Güneş enerjisinden elektrik enerjisi elde edilmesini özendirmek üzere 2009 yılı içerisinde 5346 sayılı Kanun da gerekli değişiklikler yapılacaktır sayılı Kanun daki değişiklik 2010 yılı sonunda yapılmıştır. Güneş enerjisinden üretilen elektrik enerjisine uygulanacak teşvikli fiyatlar açıklanmış ve Kanun da 31/12/2013 tarihine kadar iletim sistemine bağlanacak YEK belgeli güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin toplam kurulu gücünün 600 MW fazla olamayacağı hükme bağlanmıştır. Bu tarih, daha sonra e uzatılmıştır. Diğer yandan Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının 1 Kasım 2011 tarihinde yayınladığı Türkiye Enerji Politikalarımız 11,12 başlıklı raporunda 2023 yılına kadar tamamlanması öngörülen enerji hedefleri açıklanmıştır. Bu kapsamda toplam enerji üretiminde güneş enerjisi hedefi 2023 yılında MW olarak belirtilmektedir. Bu bilgiler ışığında güneş enerji hedefleri özetle; MW, MW dir. Değerlendirme ve Sorunlar 1. Kanunda tarihine kadar işletmeye girecek güneş santrallerinin yurt içinde gerçekleşen imalatına ödenecek yerli katkı ilavesi konusunda öngörülen beş yıllık süre oldukça kısadır. Sanayinin gelişmesi ve belli bir olgunluğa ulaşabilmesi için, yerli üretime yönelik desteğin hem bileşen üretimi hem de özgün tasarım yerli ürün gelişimi için bu desteğin belirlenmiş hedeflere yönelik olarak uzun vadeli olarak planlanması gerekmektedir. 2. Yerli üretimin özendirilmesi açısından yerli üretim katkısıyla ödenecek ek tarifenin (Cetvel 2) aksamın tamamının yerli olarak sağlanması halinde ödenmesi yerine kademeli geçiş yapılacak şekilde değişiklik yapılarak uygulanması konusunda gerekli değişiklik yapılmalıdır Sayılı Kanun'un revizyonu olan 6094 Sayılı Kanun değişikliğiyle getirilen yerli üretime ilave teşvikler konusu özellikle güneş enerjisi sektörünün yeni gelişmeye başladığı ülkemizde önemli bir husustur. Bununla birlikte teşvikler güneş enerjisinden elektrik üretiminin yaygınlaştırılmasını sağlamaya yönelik dolaylı teşvik niteliğindedir. Bunun yanı sıra yerli güneş 10 Yüksek Planlama Kurulu Karar No 2009/11,18 Mayıs Taner Yıldız, ETKB Enerji Bakanı,Türkiye Enerji Politikalarımız, 1 Kasım S.Şenol Tunç, Türkiye de Güneş Enerjisi, TMMOB 8. Enerji Sempozyumu,

184 enerjisi endüstrisinin (pv/odaklayıcı sistem) gelişimini doğrudan destekleyecek ve imalat endüstrisi için uygun bir ortam yaratacak (yerli iş gücüne ödenen ücretlere vergi kredisi veya muafiyetleri, güneş teknolojisi alıcı ve satıcılarına uygulanacak KDV veya gelir vergisi indirimleri, AR-GE destekleri, yerli üretimi yapılan türbinlerin kalite ve güvenirliğini teşvik edecek test ve sertifikasyon programları vb.) ilave destekler de sağlanmalıdır. 4. Tarım arazileri ve güneş santrallerinin ortak özelliği, her ikisinin de büyük, eğimi az ve güneş alan arazilere ihtiyaç duymasıdır. Güneş enerjisi maliyetlerinde son yıllarda hızla düşen maliyetler nedeniyle, son yıllarda bu tesisler, başta ABD, Avrupa ve Çin olmak üzere hızla yaygınlaşmaktadır. Benzer bir büyüme ülkemizde de yaşanırsa tarım alanları da hızla tehdit altında olabilecektir. Bu nedenle bu tesislerin planlanması konusunda azami dikkat gösterilmelidir. Tarım arazilerinin tehdit edilmemesi konusuna azami önem verilerek planlama yapılmalıdır yılında Orman ve Su İşleri Bakanlığının talimatı ile orman sayılan alanlara GES yapılması yasaklanmıştır. Bununla beraber, özellikle batı illerimizde, orman arazisi sayılan, ancak üzerinde ağaç olmayan iklim ve toprak yapısı sebebiyle rehabilite edilemeyecek ve ağaçlandırılmaya elverişli olmayan ancak GES kurulumu için uygun büyük miktarda arazi bulunmaktadır. İlgili bakanlığın bu tür arazileri GES başvurularına açması beklenmektedir. 178

185 11. ÜLKEMİZDE BİYOYAKIT SEKTÖRÜ (Biyodizel-Biyoetanol-Biyogaz) 11.1 Genel Değerlendirme Ülkemizdeki biyodizel ve biyoetanol çalışmalarının başlangıcı 2000 li yılların başlarına rastlamaktadır. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (ETKB) tarafından yürütülen Biyoenerji Projesiyle yatırımcılar 2000 li yılların başlarında sıvı biyoyakıtlarla tanışmış ve yatırımcıların konuya ilgisi büyük olmuştur. Bununla birlikte, biyoyakıtlar, kamuoyunda hep tartışılan konu olmuş, petrol piyasasındaki büyük tekellerin tepkisini çekmiştir. Amerika ve AB de kırsal kalkınma politikalarıyla birlikte değerlendirilen biyoyakıt politikalarının aksine ülkemizde konu, son birkaç yıla kadar hep geri plana atılmıştır. Bununla birlikte TSE tarafından AB standartları uyumlaştırılmış, EPDK ve TAPDK tarafından çeşitli piyasa düzenlemeleri yapılmış, küçük oranlarda uygulansa da ÖTV muafiyetleri ve kullanım zorunlulukları getirilmiştir. Her bir biyoyakıt türünde farklı olan bu düzenlemeler aşağıda ayrıntıları ile verilmiştir. Bunların yanı sıra, 30 Aralık 2011 tarihinde, Gıda, Tarım ve Hayvancılık Bakanlığına bağlı olan Karadeniz Araştırma Merkezi bünyesinde Enerji Tarımı Araştırma Merkezi kurulmuştur. Merkezin öncelikli çalışma konuları gıda dışı ham maddelerden üretilen ileri kuşak biyoyakıt teknolojileri olarak belirlenmiştir Biyodizel 2000 li yılların başında ETKB bünyesinde başlatılan Biyoenerji Projesi kapsamında pek çok biyodizel tesisi kurulmuş, hatta bazı kimya fabrikaları biyodizel tesislerine dönüştürülmüştür. Tesislerin sayısı kısa sürede 200 ü geçmiş, kurulu kapasite 1,5 milyon ton civarına ulaşmıştır. EPDK tarafından yapılan düzenleme ile sadece işleme lisansına sahip tesislerin biyodizel üretmesine izin verilmesiyle birlikte yasal üretim yapan biyodizel tesislerinin sayısı 56 olarak kayıtlara geçmiştir. Bununla birlikte, hammadde problemi nedeniyle ülkemizdeki işleme lisanslı biyodizel üretim tesislerinin sayısı her yıl azalmıştır. Biyodizel işleme lisansına sahip tesis sayısı 2010 yılında 45 iken, 2011 yılında 36 ya, 2012 yılında ise 25 e düşmüştür. 18 Ocak 2014 tarihi itibarı ile işletme lisansına sahip biyodizel tesislerinin sayısı 22 dir. EPDK tarafından hazırlanan Petrol Piyasası Yıllık Raporu 2012 belgesine göre, 2012 yılında 1 işleme (biodizel) lisansı sahibi tarafından ton oto biyodizel üretimi yapılmış ve dağıtıcı lisansı sahiplerine ton satılmıştır. Anılan yıl içerisinde biyodizel ithalatı ve ihracatı yapılmamış olup, üretime göre yapılan fazla satış üreticinin stoklarından karşılanmıştır. Diğer yandan, 2012 yılında ton biyodizel içeren motorin ithal edilmiştir. Biyodizel içeren motorinin tonu OVM Petrol Ofisi tarafından İtalya dan, 17 tonu Petline Petrol tarafından İngiltere den ithal edilmiştir. Şu unutulmamalıdır ki ithal edilen her litre biyodizel, ithal edilen ülkenin tarımını ve çiftçisini desteklemektedir. Ülkemizde yerli ham maddeyle üretilen biyodizelin motorinle harmanlanan %2 lik dilimi 2006 yılından beri ÖTV den muaftır. Bununla birlikte atık bitkisel yağlardan elde edilen biyodizel 31 Aralık 2013 tarihine kadar ÖTV ye tabii olarak pazarda yer almıştır. Aralık 2013 tarihi itibarı ile ÖTV moto- 179

186 rine uygulanan 1,5945 TL/litre, atık yağdan üretilen biyodizele 1,1209 TL/litre olarak uygulanmıştır tarihinde yayımlanan 29 No'lu Tebliğ ile ülke içinde toplanan atık bitkisel yağlardan elde edilen biyodizelin de yerli tarım ürünlerinden elde edilen biyodizele uygulandığı gibi motorine harmanlanan %2 lik harmanlama dilimi ÖTV den muaftır. Atık yağlardan üretilen biyodizel tarihli Resmi Gazete de yayımlanarak yürürlüğe giren EPDK Kararı gereğince piyasaya akaryakıt olarak arz edilen motorin türlerinin, yerli tarım ürünlerinden üretilmiş biyodizel (yağ asidi metil esteri-yame) içeriğinin 1 Ocak 2014 tarihi itibarıyla en az yüzde 1, 1 Ocak 2015 tarihi itibarıyla en az yüzde 2, 1 Ocak 2016 tarihi itibarıyla en az yüzde 3 olması zorunluluğu getirilmiştir. Gıda Tarım ve Hayvancılık Bakanlığı, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ve ilgili kurum ve kuruluşların olumlu görüşleriyle alınan bu karar, yaklaşık 1 yıl sonra Gıda Tarım ve Hayvancılık Bakanlığı tarafından kararın bozulmasıyla uygulamaya geçememiştir. 01/01/2007 tarihi itibarıyla benzin, motorinle birlikte biyodizel türlerine de; yurt içi piyasaya giriş noktaları olan rafineri çıkışında, gümrük girişinde veya ilk defa ticari faaliyete konu edileceği diğer tesislerde olmak üzere rafinerici, dağıtıcı ve ihrakiye teslim lisansı sahipleri tarafından Kurumca belirlenen 8 ppm (0,008 Litre Marker/1000 Litre) oranında ulusal marker eklenmektedir. Piyasaya akaryakıt olarak arz edilen veya dolaşımda bulunan biodizelin (otobiyodizel), Türk Standardları Enstitüsü tarafından hazırlanan, Mart 2010 tarihli "TS EN Otomotiv Yakıtları-Yağ Asidi Metil Esterleri (YAME/BİYODİZEL)-Dizel Motorlar İçin-Özellikler ve Deney Yöntemleri" standardına uygun olması zorunludur. Diğer yandan ısıtma, ısınma amaçlı kullanılan yakıt biyodizeli için TS EN standardı yürürlüktedir Biyoetanol Biyoetanol pazarında ise daha istikrarlı bir süreç işlemiştir. Biyodizele benzer şekilde 2000 li yılların başında başlayan biyoetanol akımı istikrarlı yapılanmayla günümüze kadar gelse de 2013 yılına kadar kullanım zorunluluğu olmaması nedeniyle sektörde bir canlılık sağlanamamıştır. Yasal düzenlemeleri Tütün ve Alkol Piyasası Düzenleme Kurumu tarafından yapılan biyoetanol sektöründe mevcut durumda üç üretim tesisi bulunmaktadır. Bununla birlikte Eskişehir Şeker Fabrikası Alkol Üretim Tesisinde de yakıt alkolü üretimine dönük yatırım yapılıp üretim lisansı alınsa da 2013 yılında üretim lisansı iptal edilmiştir. Türkiye de kurulu biyoetanol üretim kapasitesi 149,5 milyon litredir. Bunun %56 lık kısmı, 84 milyon litre ile bir çiftçi kuruluşu olan Pankobirlik çatısı altında yer alan Konya Şeker Tic. ve San. AŞ ye aittir. Ham madde olarak şeker pancarı ve şeker prosesinin artığı olan melas kullanılmaktadır. Diğer iki tesis, Bursa (Kemalpaşa) ve Adana da kurulu olup, mısır ve buğdaydan üretim yapmaktadır. Ülkemizde biyodizelde olduğu gibi, biyoetanolde de yerli ham maddeyle üretilen biyoetanolün benzinle harmanlanan %2 lik dilimi 2006 yılından bu yana ÖTV den muaftır. EPDK tarafından yapılan düzenleme ile piyasaya akaryakıt olarak arz edilen benzin türlerine, 1 Ocak 2013 tarihinden itibaren yüzde 2, 1 Ocak 2014 tarihi itibarıyla da en az %3 oranında yerli tarım ürünlerinden üretilmiş yakıt etanolü (biyoetanol) ilave edilmesi zorunlu kılınmıştır. 180

187 11.4 Biyogaz Biyogaz konusunda ülkemizdeki profesyonel çalışmalar, 1980 yılında Tarım Bakanlığı bünyesinde başlamış olmasına rağmen, sürdürülememiştir. Vizyon 2023 e göre, modern biyokütle alanında 2005 itibarıyla başlaması planlanan çalışmalar çerçevesinde, 2010 yılına kadar biyokütle gazlaştırma araştırmalarının yapılması ve pilot tesislerin kurulması, 2018 yılında küçük (1-3 MW) ve orta (5-10 MW) ölçekli biyokütle gazlaştıran kojenerasyon tesislerinin kurulması öngörülmüştür. Yine Vizyon 2023 e göre, 2009 yılında organik atıkların bertaraf edilmesi amacıyla evler için 20 m 3 metan/ton organik madde kapasiteli anaerobik çürütme reaktörlerinin tasarlanması, 2012 de, gazı ısı enerjisine dönüştüren reaktörlerin tasarlanması, 2014 te ise elde edilen gazı elektrik enerjisine dönüştüren reaktörlerin tasarlanması öngörülmektedir yılında ise gazın temizlenerek hidrojen gazı elde edilmesi ve 2018 yılından sonra biyokütleden de elde edilebilen hidrojen teknolojisinin taşıtlarda uygulanması beklenmektedir. Her ne kadar öngörüler ve hedefler konulsa da bir strateji çizilmediği ve eylem planları hazırlanmadığı için 2014 e adım attığımız şu günlerde beklenen gelişmeler kaydedilememiştir. Bununla birlikte, geçtiğimiz birkaç yılda biyogaz sektörünün dünyadaki gelişimine paralel olarak ülkemizde de çalışmalar yeniden başlamıştır. Bu süre zarfında gündemde olan Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Yasa 2011 yılının Ocak ayında yürürlüğe girmiştir. Yasaya göre biyokütleden elde edilen elektrik, 10 yıl süreyle 13,3 dolardan alım garantisine sahiptir. 31 Aralık 2015 tarihine kadar işletmeye girmiş ya da girecek Yenilenebilir Enerji Kanunu (YEK) destekleme mekanizmasına tabi üretim lisansı sahipleri için bu fiyatlar 10 yıl süreyle uygulanacaktır. Bununla birlikte belirlenen teşvik değeri yatırımcının beklentisinden az olduğu için aslında patlama noktasında olan sektörde beklenen büyüme ne yazık ki gerçekleşememiştir. Ancak 29 Aralık 2010 tarihinde TBMM de kabul edilerek yürürlüğe giren ve ilgili yönetmeliği Haziran 2011 de yayınlanarak uygulanmaya başlanan Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Elektrik Enerjisi Üreten Tesislerde Kullanılan Aksamın Yurt İçinde İmalatı Hakkında Yönetmelik gereğince yerli kaynaklarla kurulan tesisler için beş yıllığına verilen teşvikler bir nebze olsun kurtarıcı olmuştur. Yönetmelikte, enerji üretiminde kullanılan tesislerde yerli üretim aksam ve teçhizat kullanımı durumunda ek destekler uygulanması öngörülmektedir. Biyogazın da içerisinde bulunduğu biyokütle tesislerinde yerli aksam ve teçhizatın kullanılmasıyla teşvik miktarı maksimum 18,9 dolar/litre olarak uygulanmaktadır. Yerli üretim teşviği, tesisin işletmeye alınmasını takip eden 5 yıl için uygulanmaktadır. Uygulamanın 10 yıla çıkartılması gündemdedir. 21 Temmuz 2011 Tarihinde çıkartılan yönetmelik ile 500 KW a kadar olan tesislerin lisanssız üretimi, kendi elektriğini kendi üretebilme hakkı verilmiş, yapılan düzenlemeler ile hukuki alt yapı 26 Haziran 2012 de tamamlanmıştır. 30/03/2013 tarihli ve sayılı resmi gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile lisanssız üretim kapasitesi 1 MW a çıkartılmıştır. Kanunun Lisanssız yürütülebilecek faaliyetler başlıklı 14 üncü maddesinin birinci fıkrasında lisans alma ve şirket kurma yükümlülüğünden muaf üretim tesisleri; a) İmdat grupları ve iletim ya da dağıtım sistemiyle bağlantı tesis etmeyen üretim tesisi, b) Kurulu gücü azami bir megavatlık yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi, 181

188 c) Belediyelerin katı atık tesisleri ile arıtma tesisi çamurlarının bertarafında kullanılmak üzere kurulan elektrik üretim tesisi, ç) Mikrokojenerasyon tesisleri ile Bakanlıkça belirlenecek verimlilik değerini sağlayan kojenerasyon tesislerinden Kurulca belirlenecek olan kategoride olanları, d) Ürettiği enerjinin tamamını iletim veya dağıtım sistemine vermeden kullanan, üretimi ve tüketimi aynı ölçüm noktasında olan, yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi şeklinde düzenlenmiştir. Aynı maddenin beşinci fıkrasında, Sermayesinin yarısından fazlası belediyeye ait olan tüzel kişilerce, belediyeler tarafından işletilen su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde teknik imkânın olması ve DSİ tarafından uygun bulunması hâlinde enerji üretim tesisi kurulabilir hükmü bulunmaktadır. Ülkemizde biyogaz sektörü başta Ankara, İstanbul, Bursa, Kayseri, Gaziantep, Samsun vb. bazı şehirlerimiz olmak üzere çöpten biyogaz üretimi, bazı sanayi tesisleri ve belediyelerin atık su ve tesislerinden biyogaz üretimi, Orman ve Su İşleri Bakanlığı tarafından Anadolu nun farklı yörelerinde yürütülen gazifikasyon demonstrasyon projeleri ve özel sektörde yürütülmekte olan sayıları az da olsa nitelikli biyogaz projelerinden oluşmaktadır. Toplam 22,6 MW lık elektrik üretim kapasitesine sahip olan Ankara-Mamak çöplüğünden elde edilen elektriğin yanı sıra oluşan atık ısı çöplük arazisinde kurulan seralarda kullanılmaktadır. Ayrıca toplamda m 2 ye tamamlanacak havuzlarda verimli bir biyoyakıt ham maddesi olan algler (su yosunu) yetiştirilmektedir. TÜBİTAK-MAM tarafından İzmit Belediyesi ortaklığıyla kurulan, küçük ve büyük baş hayvan atıklarıyla park ve bahçe atıklarından üretim yapan 330 kw lık biyogaz tesisi 2011 yılında hizmete alınmıştır. Yapılan düzenlemelerle özel sektörün biyogaz çalışmalarında da artışlar kaydedilmiş ve aşağıdaki tablo ortaya çıkmıştır. Tablo 11.1 Ülkemizdeki Biyogaz Tesislerinin Durumu 1-Faaliyette Olan Biyogaz tesisleri A-Konya Şeker San. Tic. A.Ş. Seydibey Patates Fab. Beyşehir, 0,7 MW B-Kalemiler Enerji Elk. Üret. Ltd. Şti Sezer Biyogaz Manavgat Antalya 0.5 MW C-Pamukova Yen.Enerji Ve Elektrik Üretim A.Ş. Pamukova Sakarya 1.4 MW D-Sütaş Çiftliği Karacabey Bursa 0.35 MW E-İlci Tarım İşletmeleri A.Ş. Çiçekdağı Kırşehir 0.25 MW F-Kılavuz Entegre Çiftlik Gaziantep 100 KW G-Devsüt Çiftlik Konya 50 KW H-1El Tarım Çiftlik İsparta 50 KW I-İzaydaş İzmit Atık ve Artıklar Yakma ve Değ.AŞ. Solaklar Köyü Mevkii Kocaeli 0.4 MW 2-İnşaatı Devam Eden Biyogaz Tesisleri A-Sigma Elektrik Üretim Müh. ve Paz. Ltd. Şti B-Afyon Enerji Ve Gübre Üretim Tic. San. A.Ş Suluova Biyogaz Tesisi 2 MW Afyon Biyogaz Tesisi 4.25 MW 182

189 C-Albe Doğalgaz Ve Elektrik Enerjisi Üretim Ltd. Şti D-Enfaş Enerji Elektrik Üretim A.Ş. E-Enfaş Enerji Elektrik Üretim A.Ş. Albe 1 Çubuk Ankara MW Aksaray Biyogaz Tesisi 2.19 MW Karacabey Biyogaz Tesisi 2.19 MW 3-Planlanan Biyogaz Tesisleri A-Ekim Grup Elektrik Ür. Tic. Ltd. Şti B-Atiyba Çiftliği C-Titar Tarım Konya Ereğli 1.2 MW Sakarya 0.08 MW İzmir MW 4-Faaliyette Olan Çöp Gazı Tesisleri A-ITC-KA Enerji Üretim ve Tic. San. A.Ş. B-ITC-Bursa Enerji Üretim San. A.Ş. C-Ortadoğu Enerji A.Ş. D-Körfez Enerji San ve Tic. A.Ş. E-Samsun Avdan Enerji Ve Üretim A.Ş. F-Her Enerji ve Çevre Tekn. Elektrik Üretim A.Ş. G-ITC Enerji Üretim ve San. Tic. A.Ş. H-Bereket Enerji ve Üretim A.Ş. I-Cev. Enerji Üretim San Tic. Ltd. Şti Ankara Sincan Çöplüğü 14.5 MW Bursa Osmangazi Çöplüğü 8.4 MW İstanbul Çöplüğü Kocaeli Çöplüğü 2.23 MW Samsun İlkadım Çöplüğü 2.4 MW Kayseri Çöplüğü MW Konya Kocataş Çöplüğü 5.8 MW Kımkısık Çöplüğü MW Gaziantep Çöplüğü 5.8 MW 5-Planlanan Biyokütle Tesisleri A-Enerse Elektrik Üretim İnş. San ve Tic. Ltd. Şti B-Derin Enerji ve San Tic. Ltd. Şti C-Marmore Enerji A.Ş. Osmaniye Kadirli MW Beypazarı Ankara 2,48 MW Edincik Bandırma 3.9 MW 6-Atıksu Arıtma Biyogazı Tesisleri A-Mersin Büyükşehir A.Ş. Mersin 1.9 MW B-Esaş Eskişehir Ener.A.Ş. Eskişehir 2.1 MW C-Yeni Adana İmar A.Ş. Adana Doğu MW D-Yeni Adana İmar A.Ş. Adana Batı 0927 MW E-Cargill Tarım ve Gıda A.Ş. Bursa 0.14 MW F-Belka A.Ş. Ankara 3.2 MW G-İstanbul Çevre Tic. A.Ş Ataköy ve Ambarlı 4.2 MW H-Sütaş Fabrikası Bursa-Aksaray Kaynak: Biyogazder ( 183

190 11.5 Biyoyakıt İthalatı Önlenmeli Bir çok ülkede, biyoyakıt politikaları kırsal kalkınma politikaları ile birlikte değerlendirilmektedir. Çünkü biyoyakıt üretimiyle tarım sektöründe canlılık sağlanmakta, tohumdan gübreye, tarımsal alet ekipmandan tarımsal ilaca kadar, diğer yandan ulaştırma sektöründen bankacılık sigortacılık sektörüne kadar pek çok sektörde iş hacmi genişleyecek, yeni vergi imkanları doğacaktır. Dolayısıyla yerli tarım ürünlerinden elde edilen biyoyakıt ülke ekonomisi ve kırsal kesimin gelişmesinde önemli paya sahiptir. Bunun yanı sıra ithal edilen biyoyakıta ödenen para, ithalatın yapıldığı ülkedeki tarımın ve çiftçinin desteklenmesi anlamını taşımaktadır. Ülkemizde 2012 yılında ton biyodizel içeren motorin ithal edilmiştir. Her litre ithal edilen biyodizel ve/veya biyodizel içeren motorin ithalat yapılan ülkenin tarımını ve çiftçisini desteklemektedir. Ayrıca, motorine göre daha düşük enerji değerine sahip olan biyodizelin motorin fiyatına satılmasıyla halkımız da mağdur olmaktadır. Atıklar hariç yerli tarım ürünlerinden üretilmeyen ve/veya ithal edilen biyoyakıtların ülkemizin ekonomisine hiçbir katma değeri yoktur. Biyoetanol, benzin/biyoetanol, biyodizel, motorin/biyodizel karışımlarının ithalatına izin verilmemelidir. 184

191 12. YEK TEŞVİKLERİ Mevcut YEK Teşvikleriyle ilgili olarak, TMMOB Makine Mühendisleri Odası Enerji Çalışma Grubu Danışmanı, elektrik mühendisi Zerrin Taç Altuntaşoğlu nun MMO Türkiye nin Enerji Görünümü 2014 Raporu için hazırladığı tablo aşağıdadır. Tablo 12.1 YEK Teşvikleri Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Elektrik Üretimi Konu Teşvikli Fiyatlar-I Sayılı Cetvel 18/11/2013 Tarihli ve 2013/5625 Sayılı Kararnamenin Eki Karar 5346 sayılı Kanun ile Yenilenebilir Enerji Kaynaklarına (YEK) Sağlanan Teşvikler - 1/1/2016 tarihinden 31/12/2020 tarihine kadar işletmeye girecek olan YEK Destekleme Mekanizmasına (YEKDEM) tabi YEK Belgeli üretim lisansı sahipleri için Kanuna ekli I Sayılı Cetvelde yer alan fiyatlar, 10 yıl süre ile uygulanır. I Sayılı Cetvel : YEK e Dayalı Üretim Tesis Tipi Uygulanacak Tarife (ABD$ cents/kwh) Hidrolik üretim tesisi 7,3 Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi 7,3 Jeotermal enerjisine dayalı üretim tesisi 10,5 Biyokütle enerjisine dayalı üretim tesisi 13,3 Güneş enerjisine dayalı üretim tesisi 13,3 - YEKDEM e bir sonraki takvim yılında tabi olmak isteyenler YEK Belgesi almak ve 31 Ekim tarihine kadar EPDK ya başvurmak zorunda. - YEKDEM e tabi olanlar, uygulamaya dâhil oldukları yıl içerisinde uygulamanın dışına çıkamaz. - YEKDEM de öngörülen süreler; tesislerden işletmedekiler için işletmeye girdiği tarihten, henüz işletmeye girmemiş olanlar için işletmeye girecekleri tarihten itibaren başlar. - YEKDEM kapsamında üreticilere eksik/fazla üretimleriyle ilgili ceza uygulaması yok. Minimum teminat ödeme yükümlülüğü de bulunmamakta. Yerli Üretim Teşviki - 1/1/2016 tarihinden 31/12/2020 tarihine kadar işletmeye girecek YEK Belgeli üretim tesislerinde kullanılan mekanik ve/veya elektro-mekanik aksamın ilgili Yönetmeliğin EK-1 inde açıklanan bütünleştirici parçalarının yerli aksam oranları bazında en az %55 inin yurt içi katma değerle imal edilmiş olması 185

192 II Sayılı Cetvel 18/11/2013 Tarihli ve 2013/5625 Sayılı Kararnamenin Eki Karar halinde bu tesislerde üretilerek iletim veya dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi için II Sayılı Cetveldeki fiyatlar 5346 sayılı Kanuna ekli I Sayılı Cetvelde belirtilen fiyatlara ilave edilir. - Yerli üretim teşviki tesisin işletmeye giriş tarihinden itibaren 5 yıl süreyle uygulanır. II Sayılı Cetvel: Tesis Tipi Yurt İçinde Gerçekleşen İmalat Yerli Katkı İlavesi (ABD Doları cent/kwh) A- Hidrolelektrik üretim tesisi 1- Türbin 1,3 2- Jeneratör ve güç elektroniği 1,0 1- Kanat 0,8 2- Jeneratör ve güç elektroniği 1,0 B- Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi 3- Türbin kulesi 0,6 4- Rotor ve nasel gruplarındaki mekanik aksamın tamamı (Kanat grubu ile jeneratör ve güç elektroniği için yapılan ödemeler hariç.) 1,3 1- PV panel entegrasyonu ve güneş yapısal mekaniği imalatı 0,8 C- Fotovoltaik güneş enerjisine dayalı üretim tesisi 2- PV modülleri 1,3 3- PV modülünü oluşturan hücreler 3,5 4- İnvertör 0,6 5- PV modülü üzerine güneş ışınını odaklayan malzeme 0,5 1- Radyasyon toplama tüpü 2,4 2- Yansıtıcı yüzey levhası 0,6 D-Yoğunlaştırılmış güneş enerjisine dayalı üretim tesisi 3- Güneş takip sistemi 0,6 4- Isı enerjisi depolama sisteminin mekanik aksamı 1,3 5- Kulede güneş ışınını toplayarak buhar üretim sisteminin 2,4 186

193 mekanik aksamı 6- Stirling motoru 1,3 7- Panel entegrasyonu ve güneş paneli yapısal mekaniği 1- Akışkan yataklı buhar kazanı 2- Sıvı veya gaz yakıtlı buhar kazanı 0,6 0,8 0,4 E- Biyokütle enerjisine dayalı üretim tesisi 3- Gazlaştırma ve gaz temizleme grubu 0,6 4- Buhar veya gaz türbini 2,0 5- İçten yanmalı motor veya stirling motoru 6- Jeneratör ve güç elektroniği 0,9 0,5 7- Kojenerasyon sistemi 0,4 1- Buhar veya gaz türbini 1,3 F- Jeotermal enerjisine dayalı üretim tesisi 2- Jeneratör ve güç elektroniği 3- Buhar enjektörü veya vakum kompresörü 0,7 0,7 187

194 Lisanssız Üretim Kapsamında YEK ten Üretilen İhtiyaç Fazlası Enerjinin Teşvikli Fiyatla Satın Alınması - Kurulu gücü azami 1 MW lık YEK e dayalı üretim tesisinden üretilen ihtiyaç fazlası enerji için geçerlidir. - YEK ten lisanssız üretim yapan gerçek ve tüzel kişilerin dağıtım sistemine verdikleri ihtiyaç fazlası enerji 10 yıl süreyle 1 Sayılı Cetvel deki fiyatlardan satın alınır. - Lisanssız üretim kapsamında YEK ten enerji üreten kişilerin ihtiyacının üzerinde ürettiği elektrik enerjisinin sisteme verilmesi hâlinde bu enerjinin son kaynak tedarik şirketince 1 Sayılı Cetvele göre ilgili kaynak bazında satın alınması zorunludur. İlgili şirketlerin bu madde gereğince satın aldıkları elektrik enerjisi, söz konusu tedarik şirketlerince YEKDEM kapsamında üretilmiş ve sisteme verilmiş kabul edilir. - Lisanssız üretim kapsamındaki ihtiyaç fazlası elektriğin üretildiği tesiste kullanılan mekanik ve/veya elektro-mekanik en az %55 inin yurt içi katma değerle imal edilmiş olması halinde bu tesislerde üretilen ihtiyaç fazlası elektrik de II Sayılı Cetveldeki yerli üretim katkı payından 5 yıl süreyle yararlanabilir. Lisanssız üretim kapsamında tesis edilecek elektrik üretim tesisi ve bağlantı ekipmanında kullanılan malzemelerin ilgili standartlara göre imal edilmesi ve son beş yıl içerisinde üretilmiş olması gereklidir. Alım Zorunluluğu Arazi Kullanım Desteği Proje Bedeli Muafiyeti Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezinin (PMUM) her bir fatura dönemi için belirleyip ilan edeceği YEK toplam bedeline göre her bir tedarikçinin YEK ten üretilen enerjiyi alma ve ödeme yapma yükümlülüğü vardır. 8/1/2011 tarihi itibarıyla işletmede olanlar dâhil, 31/12/2015 tarihine kadar işletmeye girecek 5346 sayılı Kanun kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinden, ulaşım yollarından ve lisanslarında belirtilen sisteme bağlantı noktasına kadarki TEİAŞ ve dağıtım şirketlerine devredilecek olanlar da dâhil enerji nakil hatlarından yatırım ve işletme dönemlerinin ilk on yılında izin, kira, irtifak hakkı ve kullanma izni bedellerine %85 indirim uygulanır. Orman Köylüleri Kalkındırma Geliri, Ağaçlandırma ve Erozyon Kontrolü Geliri alınmaz Milli Park, Tabiat Parkı, Tabiat Anıtı ile Tabiatı Koruma Alanlarında, Muhafaza Ormanlarında, Yaban Hayatı Geliştirme Sahalarında, Özel Çevre Koruma Bölgelerinde ilgili Bakanlığın, Doğal Sit Alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla YEK e dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verilir Kanun kapsamındaki hidroelektrik üretim tesislerinin rezervuar alanında bulunan Hazinenin özel mülkiyetindeki ve Devletin hüküm ve tasarrufu altındaki taşınmaz mallar için Maliye Bakanlığı tarafından bedelsiz olarak kullanma izni verilir. Yenilenebilir enerji kaynaklarını kullanarak sadece kendi ihtiyaçlarını karşılamak amacıyla azami 1000 KW lık kurulu güce sahip izole elektrik üretim tesisi ve şebeke destekli elektrik üretim tesisi kuran gerçek ve tüzel kişilerden kesin projesi, planlaması, master planı, ön incelemesi veya ilk etüdü DSİ veya EİE tarafından hazırlanan projeler için hizmet bedelleri alınmaz. 188

195 Hazine Payı Muafiyeti Serbest Piyasada Satış Olanağı Konu Lisans Bedelleri Muafiyeti Lisanssız Üretim Olanağı AR-GE Faaliyetleri Kanun kapsamındaki YEK tesislerine 4706 sayılı Hazineye Ait Taşınmaz Malların Değerlendirilmesi ve Katma Değer Vergisi Kanununda Değişiklik Yapılması Hakkında Kanunun Ek 2. maddesi hükümleri uygulanmaz. Bu madde ile YEK projelerine %1 Hazine payından muafiyeti uygulanır. YEK-e üreten ve YEKDEM kapsamında satış yapmak istemeyen tüzel kişiler, ikili anlaşmalarla serbest piyasada satış yapabilir Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği ile YEK e Sağlanan Teşvikler Ön lisans/lisans başvurusunda lisans başvuru bedelinde %90 muafiyet (bedelin sadece %10 unu ödeme) YEK üretim tesislerinden ilgili lisanslarda belirtilen tesis tamamlama tarihini izleyen ilk sekiz yıl süresince yıllık lisans bedeli alınmaz. YEK e dayalı kurulu gücü azami 1 MW lık üretim tesisi ile elektrik enerjisine dayalı kurulu gücü azami 100 kw olan mikro kojenerasyon tesisi kuran gerçek ve tüzel kişiler, lisans alma ve şirket kurma yükümlülüğünden muaftır. Lisans alma yükümlülüğünden muaf olan yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik enerjisi üreten kişilerin ihtiyacının üzerinde ürettiği elektrik enerjisinin sisteme verilmesi hâlinde bu enerji son kaynak tedarik şirketince, 5346 Sayılı Kanunda kaynak türü bazında belirlenen fiyatlardan (1 Sayılı Cetvel) Araştırma ve geliştirme faaliyetleri yapmak isteyen tüzel kişilere Ar-Ge Faaliyetlerinin Desteklenmesi Hakkında Kanun kapsamında yapılacak tesisin bağlantı görüşünün TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi ilgili tüzel kişi tarafından olumlu bulunması ve bu tesisten üretilecek olan elektriğin ticarete konu olmaması ve 10 MW kurulu gücü geçmemesi kaydıyla Kurul kararıyla lisanssız elektrik üretimi yapabilme olanağı sağlanır. Kanunla kurulmuş araştırma kurumları ile 28/3/1983 tarihli ve 2809 Sayılı Yükseköğretim Kurumları Teşkilatı Kanunu nda düzenlenen yüksek öğretim kurumlarının, bilimsel araştırma geliştirme ve eğitim faaliyetleri kapsamında aynı dağıtım bölgesinde olmak, kendi ihtiyaçlarını karşılamak ve azami 10 MW kurulu gücü geçmemek kaydıyla yerleşkelerinde nükleer, yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesisi kurmak amacıyla uhdelerindeki anonim ya da limited şirketleri vasıtasıyla yapacakları lisans başvurularında Lisans Yönetmeliği 12. maddesinin yedinci fıkrasının (b) ve (c) bendi hükümleri (rüzgar ve güneş için ön lisans başvurusu zamanı ve ölçüm zorunluluğu) uygulanmaz. Üniversitelerin bünyesinde 4691 Sayılı Teknoloji Geliştirme Bölgeleri Kanunu kapsamında kurulan Teknoloji Geliştirme Bölgelerinin elektrik enerjisi tüketimi kendi ihtiyacı sayılır. Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Sera Isıtma ve Sıcak Su Üretimi Konu 5346 sayılı Kanun- Jeotermal ve Güneş Termal Isı Kullanımı 5346 Sayılı Kanun, ORKÖY Kredi Desteği ve Tarım Bakanlığı Tebliğleri kapsamında Sağlanan Destekler. Yeterli jeotermal kaynakların bulunduğu bölgelerdeki valilik ve belediyelerin sınırları içinde kalan yerleşim birimlerinin ısı enerjisi ihtiyaçlarını öncelikle jeotermal ve güneş termal kaynaklardan karşılamaları zorunludur. 189

196 Kırsal Kalkınma Yatırımlarının Desteklenmesi Programı Kapsamında Tarıma Dayalı Ekonomik Yatırımların Desteklenmesi Hakkında Tebliğ (2013/59) Tarıma dayalı yatırımların desteklenmesi programı ile; - Alternatif enerji kaynakları kullanan yeni seraların yapımı, - Tarımsal faaliyetlere yönelik yapılmış veya yapılacak tesislerde kullanılmak üzere, alternatif enerji kaynaklarından jeotermal, biyogaz, güneş ve rüzgar enerjisi üretim tesislerinin yapımı ekonomik yatırımlar hibe desteği kapsamında desteklenmektedir. Tebliğde belirtilen usul ve esaslara göre hazırlanan proje teklifleri, Tebliğin yayımı tarihinden itibaren kırkbeş gün içerisinde il müdürlüklerine teslim edilmelidir Hibe için son başvuru tarihi 27/1/2014 tür. Hibeye esas proje giderleri limiti, gerçek kişi başvurularında Türk Lirası; tüzel kişilik başvurularında ise Türk Lirası içerisinde kalmalıdır. Proje tutarının %50 si oranındaki katkı payı hibe verilebilmektedir. Yatırım projeleri, 1/12/2014 tarihine kadar tamamlanmalıdır. ORKÖY-Güneş enerjisi su ısıtma kredisi ORKÖY Genel Müdürlüğü tarafından orman köylülerine güneş enerjisi su ısıtma sistemi için üç yıl vadeli faizsiz kredi verilmektedir. Biyo-yakıt/Biyokütle ürünleri Konu Benzin Türlerine Etanol Harmanlaması Zorunluluğu ve ÖTV Muafiyeti EPDK Tebliğ (7 Temmuz 2012 RG) Tebliğlerle Sağlanan Destekler Piyasaya akaryakıt olarak arz edilen benzin türlerine; 1 Ocak 2013 tarihinden itibaren %2, 1 Ocak 2014 tarihi itibariyle de en az %3 oranında yerli tarım ürünlerinden üretilmiş yakıt etanolü (biyoetanol) ilave edilmesi zorunludur. Yerli tarım ürünlerinden elde edilen ve benzin türlerine harmanlanan biyoetanolün %2 lik kısmı ÖTV den muaftır. Harmanlanan Biyodizelde ÖTV Teşviği Özel Tüketim Vergisi Genel Tebliği (Tebliğ No 29) Konu Kullanım alanı > m 2 olan binalarda YEK kullanımı Yerli tarım ürünlerinden ve yurt içinden toplanan atık yağlardan elde edilen biyodizelin motorinle harmanlanan %2'lik oranı ÖTV'den muaf. Harmanlanmış oto biodizelli motorinin ÖTV tutarı teslim edilmiş maldaki oto biodizel miktarının toplam harmanlanmış mal miktarına oranı kadar eksik uygulanacaktır. Ancak bu orana göre belirlenen vergi tutarları, motorin türleri için 4760 sayılı ÖTV Kanununa ekli (I) Sayılı listenin (A) cetvelinde belirlenmiş olan vergi tutarlarının %98 inden az olamaz, %98 den az olması halinde ise bu vergi tutarlarının %98 i dikkate alınır sayılı Kanun, Binalarda Enerji Performans Yönetmeliği ile YEK e Sağlanan Destekler Yeni yapılacak olan ve yapı ruhsatına esas kullanım alanı yirmi bin metrekarenin üzerinde olan binalarda ısıtma, soğutma, havalandırma, sıhhi sıcak su, elektrik ve aydınlatma enerjisi ihtiyaçlarının tamamen veya kısmen karşılanması amacıyla, yenilenebilir enerji kaynakları kullanımı, hava, toprak veya su kaynaklı ısı pompası, kojenerasyon ve mikro-kojenerasyon gibi sistem çözümleri tasarımcılar tarafından 190

197 projelendirme aşamasında analiz edilir. Bu uygulamalardan biri veya birkaçı, Bakanlık tarafından yayımlanan birim fiyatlar esas alınmak suretiyle hesaplanan, binanın toplam maliyetinin en az yüzde onuna karşılık gelecek şekilde yapılır. EKONOMİ BAKANLIĞI Yatırımlarda Devlet Yardımları Konu Teşvikler Yatırımlarda Devlet Yardımları Hakkında Karar Kapsamında Sağlanan Destekler tarih ve 2012/3305 Sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile yürürlüğe giren yeni teşvik sistemi 4 farklı uygulamadan oluşmaktadır: 1- Genel Teşvik Uygulamaları 2- Bölgesel Teşvik Uygulamaları 3- Büyük Ölçekli Yatırımların Teşviki 4- Stratejik Yatırımların Teşviki Teşvik uygulamaları için Türkiye gelişmişlik açısından 6 farklı bölgeye ayrılmıştır. Teşvik uygulamaları açısından illerin bölgelere göre dağılımı Teşvik uygulamalarına göre sağlanacak destek unsurları: Destek Unsurları Genel Teşvik Uygulamaları Bölgesel Teşvik Uygulamaları Büyük Ölçekli Yatırımların Teşviki Stratejik Yatırımların Teşviki KDV İstisnası Gümrük Vergisi Muafiyeti Vergi İndirimi

198 Sigorta Primi İşveren Hissesi Desteği Gelir Vergisi Stopajı Desteği* Sigorta Primi Desteği* Faiz Desteği ** Yatırım Yeri Tahsisi KDV İadesi*** Sağlanan teşviklerele ilgili açıklamalar: Katma Değer Vergisi İstisnası: * Yatırımın 6. bölgede gerçekleştirilmesi halinde sağlanır. ** Bölgesel teşvik uygulamalarında, yatırımın 3, 4, 5 veya 6. bölgelerde gerçekleştirilmesi halinde sağlanır. *** Sabit yatırım tutarı 500 Milyon TL üzerinde olan stratejik yatırımlara sağlanır. Genel Teşvik Sistemi nde asgari sabit yatırım tutarı, 1 ve 2. bölgelerde 1 Milyon TL 3, 4, 5 ve 6. bölgelerde 500 Bin TL dir. Bölgesel Teşvik Uygulamaları için asgari sabit yatırım tutarı 1 ve 2. bölgelerde 1 Milyon TL den, diğer bölgelerde ise 500 Bin TL den başlamak üzere desteklenen her bir sektör ve her bir il için ayrı ayrı belirlenmiştir. Büyük Ölçekli Yatırımlar için asgari sabit yatırım tutarı 50 Milyon TL den başlamak üzere sektörüne göre farklı büyüklüklerle tanımlanmıştır. Stratejik Yatırımlar için asgari sabit yatırım tutarı 50 Milyon TL dir. Teşvik belgesi kapsamında yurt içinden ve yurt dışından temin edilecek yatırım malı makine ve teçhizat için katma değer vergisinin ödenmemesi şeklinde uygulanır. Gümrük Vergisi Muafiyeti: Teşvik belgesi kapsamında yurt dışından temin edilecek yatırım malı makine ve teçhizat için gümrük vergisinin ödenmemesi şeklinde uygulanır. Vergi İndirimi: Gelir veya kurumlar vergisinin, yatırım için öngörülen katkı tutarına ulaşıncaya kadar, indirimli olarak uygulanmasıdır. 192

199 Sigorta Primi İşveren Hissesi Desteği: Teşvik belgesi kapsamı yatırımla sağlanan ilave istihdam için ödenmesi gereken sigorta primi işveren hissesinin asgari ücrete tekabül eden kısmının Bakanlıkça karşılanmasıdır. Gelir Vergisi Stopajı Desteği: Teşvik belgesi kapsamı yatırımla sağlanan ilave istihdam için belirlenen gelir vergisi stopajının terkin edilmesidir. Sadece 6. bölgede gerçekleştirilecek yatırımlar için düzenlenen teşvik belgelerinde öngörülür. Sigorta Primi Desteği: Teşvik belgesi kapsamı yatırımla sağlanan ilave istihdam için ödenmesi gereken sigorta primi işçi hissesinin asgari ücrete tekabül eden kısmının Bakanlıkça karşılanmasıdır. Sadece 6. bölgede gerçekleştirilecek bölgesel, büyük ölçekli ve stratejik yatırımlar için düzenlenen teşvik belgelerinde öngörülür. Faiz Desteği: Faiz Desteği, teşvik belgesi kapsamında kullanılan en az bir yıl vadeli yatırım kredileri için sağlanan bir finansman desteği olup, teşvik belgesinde kayıtlı sabit yatırım tutarının %70 ine kadar kullanılan krediye ilişkin ödenecek faizin veya kâr payının belli bir kısmının Bakanlıkça karşılanmasıdır. Yatırım Yeri Tahsisi: Teşvik Belgesi düzenlenmiş yatırımlar için Maliye Bakanlığınca belirlenen usul ve esaslar çerçevesinde yatırım yeri tahsis edilmesidir. Katma Değer Vergisi İadesi: Sabit yatırım tutarı 500 milyon Türk Lirasının üzerindeki Stratejik Yatırımlar kapsamında gerçekleştirilen bina-inşaat harcamaları için tahsil edilen KDV nin iade edilmesidir. 193

200 13. ENERJİ EKİPMANLARININ YERLİ ÜRETİMİ Enerji konusu, bugün Türkiye nin önemli sorunlarından biridir, çünkü hem kişisel hem de toplumsal hayatın birçok cephesini etkileyen (bilimsel, teknolojik, ekonomik, çevresel, politik, jeopolitik, sosyolojik, psikolojik ) bir dizi boyutu vardır. Enerji bağımsızlığı olmayan bir ülkeye bağımsız ülke olarak bakılamaz. Türkiye nin enerji, iletişim, ulaştırma-taşıma, savunma kesimleri gibi, bir ülkenin bağımsızlık derecesini belirleyen alanlardaki eksiklikleri ve dolayısıyla dışa bağımlılığı üzüntü verici boyuttadır. Enerji bağımsızlığı sadece bir kaynak sorunu değildir; enerji kaynaklarını kullanılabilir enerjiye veya enerji taşıyıcısına (ısı, elektrik, yakıt) çevirecek teknolojiye bağımlılık da aynı derecede önemlidir. Türkiye nin bir taraftan elektrik üretiminde %44 düzeyinde kaynak olarak doğal gaza bağımlılığı, diğer taraftan da doğal gazı enerjiye çevirecek gaz türbini teknolojisine hemen hemen %100 dışa bağımlılığı bu vahim durumun en çarpıcı örneğidir. Enerji sistemleri, her sosyo-teknik sistem gibi, çok boyutluluğu ve çok kapsamlı etkileri yani sosyal yapıyı temelden etkilemeleriyle belirlenirler. Enerji sistemleri sosyo-teknik sistemler içinde bugün hâkim sistem rolündedir. Tüm sosyo-teknik sistemler gibi, enerji sistemlerinin de kurulması ve değişmesi uzun zaman alır. Farklı kazan ve türbin teknolojilerinin geliştirilmesi ve bugünkü seviyesine gelmesi de ciddi AR-GE faaliyetleri ve uzun yıllar gerektirmiştir. Ne yazık ki Türkiye bu süreçlerin hiçbir yerinde olamamıştır. Teknoloji üretebilen bir ülke olabilmek için, ilgili alanlarda bilimsel ve teknolojik birikime, yatırım kaynaklarına ve organizasyon kabiliyetine sahip olmak gerekir. Bunun için, TÜBİTAK ın enerjiyle ilgili enstitülerinin yeniden yapılandırılması ve üniversitelerin enerji enstitüleriyle veya ilgili platformlarıyla ilişkilendirilmesi ile Türkiye Enerji Bilimleri ve Teknolojileri Geliştirme Merkezinin kurulması ve AR-GE kabiliyeti edinmiş mühendis yetiştirilmesi, AR-GE altyapısı ve sanayi-kamuuluslararası ortak çalışma platformlarının oluşturulması eşzamanlı ve eşgüdümlü olarak başlatılmalı ve sürdürülmelidir. AR-GE kabiliyetinin edinilmesi doktora yapılmasıyla ve doktora sonrası çalışmalarıyla sağlanabilir. Bu sayede mühendisler, yenilikçi teknoloji geliştirmenin yöntem ve araçlarına hâkim olurlar. Türkiye üniversiteleri donanımlı mühendisler yetiştirmektedir. Bu yetenekli gençlere en yüksek standartlarda doktora yapma imkânı verilmelidir. Teknoloji geliştirme merkezlerinde öncelikle yeni ve yenilenebilir enerji sistemleri olmak üzere; - Rüzgar ve güneş enerjisi sistemleri, - Linyit gazlaştırma teknolojileri ve Türkiye linyitlerinin gazlaştırılması yoluyla sentetik gaz üretilmesi, - Gaz türbinleri yanma odalarının sentetik gaz yakabilir hale dönüştürülmesi, - Plazma yardımlı sentetik gaz temizleme teknolojileri, - Doğal gaz + hidrojen + biyogaz yakma teknolojileri, 194

201 - Karbondioksit tutma teknolojileri ve karbonik gazın EGR yoluyla (Enhanced Gas Recovery) ve mikro yosun üretimiyle değerlendirilmesi, - Oksijenli yakma teknolojileri, H 2 /O 2 yakma teknolojileri, - Biokütleden ve organik atıklardan sentetik gaz ve hidrojen eldesi teknolojileri, - Kömür küllerinin geri kullanımı teknolojileri, - Yoğunlaştırılmış güneş enerjisi teknolojileri, - Mikro yosun üretme teknolojileri, konularında çalışmalar yapılabilir. Enerji Ekipmanlarının Yerli Üretimi Konusunda Türkiye Hangi Noktada? İlk termik santralimiz olan Silahtarağa Termik Santralinin hizmete girdiği yıldan bu güne yüz yıllık bir süre geçmesine rağmen, enerji üretim tesisleri ana ekipmanlarının en önemli kısımlarından olan; termik, hidrolik, jeotermal, rüzgar, biyogaz santrallerinde kullanılan türbin (Gaz Türbini, Buhar Türbini, Hidrolik Türbin, Rüzgar Türbini) ve generatörler ile termik santral kazanları (atık ısı kazanları, akışkan yataklı kazanlar, PC kazanlar vb.) ve fotovoltaik modül ve hücrelerin yerli tasarımı ve imalatı ülkemizde yapılamamaktadır. Bununla beraber bir enerji üretim tesisinde on binlerce ekipman bulunmaktadır. Ana ekipmanların dışındaki yardımcı ekipmanlardan yurt içinde üretimleri yapılabilenler aşağıda belirtilmiştir. İnşaat ve çelik konstrüksiyonda temel ve detay mühendisliği, çelik konstrüksiyonun tamamı, Termik santrallerde; ithal edilen yüksek basınçlı alaşımlı boruların bükme kaynak ve paketler halindeki üretimleri, kül/ kömür /kireçtaşı taşıma ve hazırlama sistemleri, YB/AB boru askı sistemleri ve ısıtıcıları, ekonomizerler, besi suyu tankları, yardımcı kazanların tasarım ve temini, GT/BT yakıt besleme, yağlama, soğutma sistemleri, vanalar, pompalar, elektrik motorları, su arıtma ve hazırlama sistemleri, yangın söndürme sistemleri, Enerji santrallerinde kullanılan AG ve OG kuvvet kabloları ile elektromekanik teçhizatın büyük bir kısmı, sıcaklık ölçerler, seviye ölçerler, trafolar, şalt sistemleri, Hidrolik barajlarda kullanılan her türlü kapak, vana, cebri boru vb. hidromekanik ekipman ile kumanda mekanizmaları ve kren, vinç vb. kaldırma makinaları, Rüzgar türbinlerinin çelik ve beton kuleleri ile kanatların her türlü üretimi, kanatların hammadde üretimi, kanat bağlantı saplama ve somunları, kule bağlantı civataları ve galvanizli ankeraj üretimi, başta kaplin ve redüktör olmak üzere çeşitli makine elemanlarının imalatı, Güneş enerji sistemlerinde, güneş pillerinde kullanılan alüminyum çerçeve, cam ve kablo üretimi dışında PV modül malzemeleri üretilmemekte, ithal edilmektedir. PV Modül-Kristalin imalatı yapan birkaç firma bulunmaktadır. 195

202 Ülkemizin yatırım ve işletim deneyimleri, mevcut teknoloji alt yapısı ve özellikle imalat sanayimiz ve mühendislik seviyesi dikkate alındığında yerli ekipman üretiminin ülkemizde rahatlıkla yapılabileceği görülmektedir. Bunun için öncelikle doğru politikalar ve doğru teşvikler ile Türkiye nin kendi iç piyasasını bu yeni anlayışa göre yönlendirmesi gereklidir. Yerli teknolojinin yaratılabilmesi, üretimin arttırılabilmesi ve yerli sanayimizin gelişimi için atılması gereken adımlar, TMMOB Makina Mühendisleri Odasınca yayınlanan Enerji Ekipmanlarının Yerli Üretimi konulu Oda Raporunda ayrıntılı olarak anlatılmıştır. 196

203 14. ENERJİ VERİMLİLİĞİ Türkiye de enerji politikasına şimdiye kadar büyük oranda arz cephesinden yaklaşılarak, büyümekte olan talebin karşılanmasına çalışılmış, bu süreçte enerji verimliliğine, arz cephesine oranla görece düşük öncelik verilmiştir. Bütün dünyada olduğu gibi, Türkiye de de; enerjinin güvenilir, zamanında, kesintisiz ve çevre uyumlu temin edilmesi politikası çerçevesinde yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarından enerji üretimine yönelmenin yanı sıra, ağırlık verilmesi gereken temel bir politika da enerji verimliliğinin arttırılmasıdır. Diğer yandan, son birkaç yıldır bir miktar gündemden düşmüş gibi gözükse de, günümüzde dünya enerji politikasının en önemli belirleyici ve şekillendirici unsuru, iklim değişikliğini tersine çevirmek üzere CO 2 emisyonunun azaltılmasıdır. Son yıllarda dünyanın hemen hemen tüm bölgelerinde enerji verimliliğindeki iyileşmeler sonucunda önemli boyutta enerji ve CO 2 tasarrufu sağlanmıştır. Yakın geçmişte küresel olarak enerji verimliliğinde önemli kazanımlar olmuştur yılındaki enerji yoğunluğu etkenleri (1990 yılındaki teknolojiler ve ekonomik yapı) aynen kalsa idi, 2011 yılındaki dünya enerji tüketimi 4.2 Gtep daha yüksek olacaktı. Bir başka deyişle yılları arasında enerji verimliliği sayesinde küresel olarak sağlanan 4 Gtep tasarruf ile birincil enerji tüketimi yaklaşık %32 azalmıştır. Bu şekilde aynı zamanda 9,6 Gt CO 2 nin de ortaya çıkması engellenmiştir. Birçok etkenin bileşiminden oluşan enerji yoğunluğundaki düşüş (Ortadoğu hariç) her bölgede farklı nedenlerle farklı gelişmelerle farklı seviyelerde oluşmuştur. Nihai enerji yoğunluğu esas olarak, GSYİH birimi başına, enerji üretiminde enerji dönüşüm kayıpları ve enerji-dışı kullanımları hariç, nihai enerji sektörlerinde tüketilen enerjiye karşılık gelmektedir. Küresel nihai enerji yoğunluğu bu dönemde birincil enerji yoğunluğundan daha hızlı (yıllık %1,3 e karşılık yıllık %1,6) iyileşmiştir. Bu şekilde %20 daha fazla iyileşen nihai enerji yoğunluğu, enerji üretiminde artan dönüşüm kayıplarını karşılamıştır. Bu kayıplar güç üretimindeki verimsizlikten değil, bu dönemde refah artışı ile birlikte, küresel nihai tüketim içinde elektrik talebi oranının %13'ten %18'e çıkmasından (özellikle de Asya Bölgesinde) kaynaklanmıştır. Avrupa ve Kuzey Amerika da ise yenilenebilirin artan payı (ağırlıklı olarak rüzgar ve güneş), gaz kombine çevrim santralleri ve kojenerasyon nedeniyle enerji dönüşüm kayıpları stabilize edilmiş ve birincil ve nihai enerji yoğunlukları aynı seviyede azalmıştır. 1 1 World Energy Perspective, Energy efficiency policies, What works and what does not,world Energy Council

204 Şekil 14.1 Birincil ve Nihai Yoğunluklarındaki Değişimler ( ) Kaynak: Enerdata Ekonomik yapıdaki değişimler nihai enerji yoğunluğunu etkilemektedir. Örneğin diğer tüm şartlar aynı olduğu kabulü ile hizmet sektörünün ekonomi içinde etkin olması nihai enerji yoğunluğunu azaltmaktadır. Dünya ortalaması olarak sanayi sektörü enerji yoğunluğu hizmet sektörüne kıyasla 6 kat fazladır. Yani sanayide bir birim katma değer üretmek için hizmet sektöründen 6 misli daha fazla enerji tüketmek gerekmektedir. OECD ülkelerinde bu fark, bölge veya ülkeye göre 4,5-6 arasında değişmektedir. OECD dışı ülkelerde ise sanayi sektörü enerji yoğunluğu hizmet sektörüne kıyasla 10 kat fazladır. Bu nedenle hızlı büyüyen ülkelerde ekonominin yapısal değişiminin etkisi önemlidir. Sanayi üretiminin ağırlıklı olduğu Çin, Hindistan, CIS (Bağımsız Devletler Topluluğu-Rusya ve diğerleri) ve Kuzey Amerika da enerji yoğunluğunu azaltmak daha güçtür. Elektrik üretim verimliliği dünyada 1990'dan 2011'e, %32 den ancak %35,5 a çıkmıştır. Diğer yandan OECD Asya ortalaması olan %40 ve kombine çevrim gaz türbinlerinin ağırlıklı olması nedeniyle İspanya nın %46 olan elektrik üretim sistem verimleri de dünyada kaydedilen en iyi uygulamalardır. Ancak son yıllarda verimdeki bu iyileşme de yavaşlamaktadır (2000 den bu yana %1,5). Son yıllarda dünya düzeyinde, enerji iletim ve dağıtım kayıplarının, bölgeler arasında büyük farklılık göstermekle birlikte, oranı hemen hemen sabit kalmıştır (2011 yılında ortalama %9). Latin Amerika, CIS ve Afrika'- daki bazı ülkeler, zayıf altyapı ve veya ödenmeyen faturalar nedeniyle artan kayıplarla karşı karşıyadır. (%15'in üzerinde). Dünyada bir çok ülke artan oranda ulusal, sektörel enerji verimliliği hedefleri belirlemektedir. Bunda AB'nin Enerji Verimliliği Direktifinin getirdiği ulusal eylem planı hazırlama ve hedef belirleme zorunluluğunun önemli payı olsa da AB dışında da birçok ülkede enerji verimliliği hedefi belirlenmiştir. AB için enerji verimliliği, enerji ve iklim politikasının en önemli bileşeni haline gelmiştir. AB iklim ve enerjiyle ilgili hedeflerini 2008 yılı Aralık ayında tekrar yenilemiştir. Buna göre 2020 ye kadar, 1990 rakamlarına göre, %20 sera gazı emisyonu azaltımı, enerji verimliliğinde %20 artış ve enerji kullanımında yenilenebilir enerjilerin payının %20 ye çıkarılması, kısaca 20/20/20 hedefi olarak kamu oyuna açıklanmıştır. 198